电网调度管理条例

电网调度管理条例（共8篇）

1.电网调度管理条例 篇一

电网调度管理规程

目 录

第一章 总则

第二章 调度管辖范围及职责 第三章 调度管理制度

第四章 运行方式的编制和管理

第五章 设备的检修管理

第六章 新设备投运的管理

第七章 电网频率调整及调度管理

第八章 电网电压调整和无功管理 第九章 电网稳定的管理 第十章 调度操作规定

第十一章 事故处理规定

第十二章 继电保护及安全自动装置的调度管理

第十三章 调度自动化设备的运行管理 第十四章 电力通信运行管理

第十五章 水电站水库的调度管理

第十六章 电力市场运营调度管理 第十七章 电网运行情况汇报

附件：电网调度术语

第一章 总则

1.1 为加强全国互联电网调度管理工作，保证电网安全、优质、经济运行，依据《中华人民共和国电

力法》、《电网调度管理条例》和有关法律、法规，制定本规程。

1.2 本规程所称全国互联电网是指由跨省电网、独立省电网、大型水火电基地等互联而形成的电网。

1.3 全国互联电网运行实行“统一调度、分级管理”。

1.4 电网调度系统包括各级电网调度机构和网内的厂站的运行值班单位等。电网调度机构是电网运行 的组织、指挥、指导和协调机构，电网调度机构分为五级，依次为：国家电网调度机构（即国家电力

调度通信中心，简称国调），跨省、自治区、直辖市电网调度机构（简称网调），省、自治区、直辖

市级电网调度机构（简称省调），省辖市级电网调度机构（简称地调），县级电网调度机构（简称县

调）。各级调度机构在电网调度业务活动中是上下级关系，下级调度机构必须服从上级调度机构的调 度。

1.5 本规程适用于全国互联电网的调度运行、电网操作、事故处理和调度业务联系等涉及调度运行相 关的各专业的活动。各电力生产运行单位颁发的有关电网调度的规程、规定等，均不得与本规程相抵 触。

1.6 与全国互联电网运行有关的各电网调度机构和国调直调的发、输、变电等单位的运行、管理人员

均须遵守本规程；非电网调度系统人员凡涉及全国互联电网调度运行的有关活动也均须遵守本规程。

1.7 本规程由国家电力公司负责修订、解释。第二章 调度管辖范围及职责 2.1 国调调度管辖范围

2.1.1 全国各跨省电网间、跨省电网与独立省网间和独立省网之间的联网系统； 2.1.2 对全国互联电网运行影响重大的发电厂及其送出系统； 2.1.3 有关部门指定的发输变电系统。2.2 国调许可范围：

运行状态变化对国调调度管辖范围内联网、发输变电等系统(以下简称国调管辖系统)运行影响较大的

非国调调度管辖的设备。

2.3 网调（独立省调）的调度管辖范围另行规定。2.4 调度运行管理的主要任务

2.4.1 按最大范围优化配置资源的原则，实现优化调度，充分发挥电网的发、输、供电设备能力，以

最大限度地满足用户的用电需要；

2.4.2 按照电网运行的客观规律和有关规定使电网连续、稳定、正常运行，使电能质量指标符合国家 规定的标准；

2.4.3 按照“公平、公正、公开”的原则，依据有关合同或者协议，维护各方的合法权益； 2.4.4 按电力市场调度规则，组织电力市场的运营。2.5 国调的主要职责：

2.5.1 对全国互联电网调度系统实施专业管理和技术监督；

2.5.2 依据计划编制并下达管辖系统的月度发电及送受电计划和日电力电量计划； 2.5.3 编制并执行管辖系统的年、月、日运行方式和特殊日、节日运行方式； 2.5.4 负责跨大区电网间即期交易的组织实施和电力电量交换的考核结算；

2.5.5 编制管辖设备的检修计划，受理并批复管辖及许可范围内设备的检修申请； 2.5.6 负责指挥管辖范围内设备的运行、操作；

2.5.7 指挥管辖系统事故处理，分析电网事故，制定提高电网安全稳定运行水平的措施并组织实施；

2.5.8 指挥互联电网的频率调整、管辖电网电压调整及管辖联络线送受功率控制；

2.5.9 负责管辖范围内的继电保护、安全自动装置、调度自动化设备的运行管理和通信设备运行协调 ；

2.5.10 参与全国互联电网的远景规划、工程设计的审查； 2.5.11 受理并批复新建或改建管辖设备投入运行申请，编制新设备启动调试调度方案并组织实施；

2.5.12 参与签订管辖系统并网协议，负责编制、签订相应并网调度协议，并严格执行； 2.5.13 编制管辖水电站水库发电调度方案，参与协调水电站发电与防洪、航运和供水等方面的关系；

2.5.14 负责全国互联电网调度系统值班人员的考核工作。2.6 网调、独立省调的主要职责： 2.6.1 接受国调的调度指挥；

2.6.2 负责对所辖电网实施专业管理和技术监督； 2.6.3 负责指挥所辖电网的运行、操作和事故处理；

2.6.4 负责本网电力市场即期交易的组织实施和电力电量的考核结算； 2.6.5 负责指挥所辖电网调频、调峰及电压调整；

2.6.6 负责组织编制和执行所辖电网年、月、日运行方式。核准下级电网与主网相联部分的电网运行

方式，执行国调下达的跨大区电网联络线运行和检修方式；

2.6.7 负责编制所辖电网月、日发供电调度计划，并下达执行；监督发、供电计划执行情况，并负责

督促、调整、检查、考核；执行国调下达的跨大区联络线月、日送受电计划；

2.6.8 负责所辖电网的安全稳定运行及管理，组织稳定计算，编制所辖电网安全稳定控制方案，参与

事故分析，提出改善安全稳定的措施，并督促实施； 2.6.9 负责电网经济调度管理及管辖范围内的网损管理，编制经济调度方案，提出降损措施，并督促 实施；

2.6.10 负责所辖电网的继电保护、安全自动装置、通信和自动化设备的运行管理； 2.6.11 负责调度管辖的水电站水库发电调度工作，编制水库调度方案，及时提出调整发电计划的意见

；参与协调主要水电站的发电与防洪、灌溉、航运和供水等方面的关系； 2.6.12 受理并批复新建或改建管辖设备投入运行申请，编制新设备启动调试调度方案并组织实施；

2.6.13 参与所辖电网的远景规划、工程设计的审查；

2.6.14 参与签订所辖电网的并网协议，负责编制、签订相应并网调度协议，并严格执行； 2.6.15 行使上级电网管理部门及国调授予的其它职责。2.7 其他各级调度机构的职责由相应的调度机构予以规定。

第三章 调度管理制度

3.1 国调值班调度员在其值班期间是全国互联电网运行、操作和事故处理的指挥人，按照本规程规定 的调度管辖范围行使指挥权。值班调度员必须按照规定发布调度指令，并对其发布的调度指令的正确 性负责。

3.2 下级调度机构的值班调度员及厂站运行值班员，受上级调度机构值班调度员的调度指挥，接受上

级调度机构值班调度员的调度指令。下级调度机构的值班调度员及厂站运行值班员应对其执行指令的 正确性负责。

3.3 进行调度业务联系时，必须使用普通话及调度术语，互报单位、姓名。严格执行下令、复诵、录

音、记录和汇报制度，受令单位在接受调度指令时，受令人应主动复诵调度指令并与发令人核对无误，待下达下令时间后才能执行；指令执行完毕后应立即向发令人汇报执行情况，并以汇报完成时间确

认指令已执行完毕。

3.4 如下级调度机构的值班调度员或厂站运行值班员认为所接受的调度指令不正确时，应立即向国调

值班调度员提出意见，如国调值班调度员重复其调度指令时，下级调度机构的值班调度员或厂站运行

值班员应按调度指令要求执行。如执行该调度指令确实将威胁人员、设备或电网的安全时，运行值班

员可以拒绝执行，同时将拒绝执行的理由及修改建议上报给下达调度指令的值班调度员，并向本单位 领导汇报。

3.5 未经值班调度员许可，任何单位和个人不得擅自改变其调度管辖设备状态。对危及人身和设备安

全的情况按厂站规程处理，但在改变设备状态后应立即向值班调度员汇报。

3.6 对于国调许可设备，下级调度机构在操作前应向国调申请，在国调许可后方可操作，操作后向国

调汇报, 当大区电网或独立省网内部发生紧急情况时，允许网调、独立省调值班调度员不经国调值班

调度员许可进行本网国调许可设备的操作，但必须及时报告国调值班调度员；

3.7 国调管辖的设备，其运行方式变化对有关电网运行影响较大的，在操作前、后或事故后要及时向

相关调度通报；在电网中出现了威胁电网安全，不采取紧急措施就可能造成严重后果的情况下，国调

值班调度员可直接（或通过下级调度机构的值班调度员）向电网内下级调度机构管辖的调度机构、厂

站等运行值班员下达调度指令，有关调度机构、厂站值班人员在执行指令后应迅速汇报设备所辖调度

机构的值班调度员。

3.8 当电网运行设备发生异常或故障情况时，厂站运行值班员，应立即向管辖该设备的值班调度员汇 报情况。

3.9 任何单位和个人不得干预调度系统值班人员下达或者执行调度指令，不得无故不执行或延误执行

上级值班调度员的调度指令。调度值班人员有权拒绝各种非法干预。

3.10 当发生无故拒绝执行调度指令、破坏调度纪律的行为时，有关调度机构应立即组织调查，依据有

关法律、法规和规定处理。

第四章 运行方式的编制和管理

4.1 国调于每年年底前下达国调管辖系统的次运行方式。国调管辖系统所涉及的下级调度、生产

及运行等单位，在11月20日以前向国调报送相关资料。4.2 国调编制的运行方式主要包括下列内容： 4.2.1 上管辖系统运行总结；

4.2.2 本管辖系统运行方式安排及稳定运行规定； 4.2.3 本管辖系统新设备投运计划；

4.2.4 本管辖系统主要设备检修计划； 4.2.5 本管辖系统分月电力电量计划。

4.3 国调依据运行方式，以及有关的运行单位对月、日运行方式的建议等，编制国调管辖系统的

月、日运行方式。

4.4 所涉及有关调度依据运行方式和国调下达的月、日运行方式以及本电网实际运行情况，编制

相应的月、日运行方式，并将月运行方式报国调备案，月运行方式修改后，影响国调管辖系统运行方

式的修改内容要及时报国调。

4.5 国调管辖系统有关运行单位每月20日前向国调提出次月运行方式建议，国调于每月25日前向有关

运行单位下达次月月度运行方式。

4.6 国调编制的月度运行方式主要包括以下内容： 4.6.1 上月管辖系统运行总结； 4.6.2 本月管辖系统电力电量计划； 4.6.3 本月管辖系统运行方式安排；

4.6.4 本月管辖系统主要设备的检修计划。

4.7 国调管辖系统有关单位应于每日10时前向国调提出次日国调管辖系统的运行方式的建议，国调应

于12时前确定下达次日运行方式。

4.8 国调编制的日运行方式主要包括以下内容： 4.8.1 国调管辖系统日电力计划曲线； 4.8.2 国调管辖系统运行方式变更； 4.8.3 有关注意事项。

第五章 设备的检修管理

5.1 电网设备的检修分为计划检修、临时检修。

计划检修是指电网设备列入、月度有计划进行的检修、维护、试验等。

临时检修是指非计划性的检修，如因设备缺陷、设备故障、事故后设备检查等检修。5.2 计划检修管理：

5.2.1 计划检修：每年11月底前，直调厂站负责编制下一的设备检修计划建议，报送国调，国调于12月25日前批复。与国调管辖系统相关的各网省调的下一设备检修计划在每年12月10日前 报国调备案，国调可在必要时对有关内容进行调整。

5.2.2 月度计划检修：国调根据管辖系统设备检修计划和电网情况，协调有关方面制定月度检修 计划。有关运行单位应在每月20日前向国调报送下一月度检修计划建议，国调于25日前随次月运行方 式下达。

5.2.3 已纳入月度计划的检修申请须在检修开工前1天的上午（8:30－10:30）向国调提出设备检修申

请，国调于当天下午（14:00－15:30）批准或许可，遇周末或节假日相应提前申请和批复。5.2.4 未纳入月度计划的检修申请须在检修开工前2天的上午（8:30－10:30）向国调提出设备检修申

请，国调于开工前1天下午（14:00－15:30）批准或许可，遇周末或节假日于休息日前2个工作日相应

提前申请和批复。

5.2.5 节日或重大保电时期计划检修：有关网省调等应于保电时期前4天将设备检修计划报国调，经平

衡后国调于保电时期前2天正式批复下达。

5.2.6 计划检修申请应逐级报送到国调，国调的批复意见逐级通知到检修单位。检修工作内容必须同

检修票项目一致。临时变更工作内容时，必须向国调值班调度员申请，对调度员无权批准的工作项目 应重新申请。检修工作在国调值班调度员直接向厂站运行值班员或下级调度值班员下开工令后方可开

工，完工后厂站运行值班员或下级调度值班员汇报国调值班调度员销票。

5.2.7 计划检修因故不能按批准或许可的时间开工，应在设备预计停运前6小时报告国调值班调度员。

计划检修如不能如期完工，必须在原批准计划检修工期过半前向国调申请办理延期申请手续，如遇节

假日应提前申请。5.3 临时检修规定：

5.3.1 遇设备异常需紧急处理以及设备故障停运后的紧急抢修，可以随时向调度管辖该设备的值班调

度员提出申请。值班调度员有权批准下列检修：

5.3.1.1 设备异常需紧急处理以及设备故障停运后的紧急抢修；

5.3.1.2 与已批准的计划检修相配合的检修（但不得超过已批准的计划检修时间或扩大停电范围）；

5.3.1.3 在停电设备上进行，且对运行电网不会造成较大影响的检修。

5.3.2 临时检修其运行方式超出运行规定的需经有关专业人员同意方可进行。

5.4 检修申请内容包括：检修设备名称、主要检修项目、检修起止时间、对运行方式和继电保护的要

求以及其它注意事项等。其中设备检修时间为从值班调度员下开工令时开始，到检修工作完工并汇报

可以恢复送电时为止。第六章 新设备投运的管理 6.1 凡新建、扩建和改建的发、输、变电设备（统称新设备）需接入国调管辖系统，该工程的业主必

须在新设备启动前（交流系统3个月，直流系统4个月）向国调提供相关资料，并于15天前提出投运申 请。

6.2 国调收到资料后，进行有关的计算、核定和设备命名编号，应于新设备启动前2个月向相应网（省）调及有关单位提供相关资料。

6.3 新设备启动前必须具备下列条件：

6.3.1 设备验收工作已结束，质量符合安全运行要求，有关运行单位向国调已提出新设备投运申请；

6.3.2 所需资料已齐全，参数测量工作已结束，并以书面形式提供有关单位（如需要在启动过程中测

量参数者，应在投运申请书中说明）；

6.3.3 生产准备工作已就绪（包括运行人员的培训、调度管辖范围的划分、设备命名、厂站规程和制

度等均已完备）；

6.3.4 与有关调度部门已签订并网调度协议，有关设备及厂站具备启动条件；

6.3.5 调度通信、自动化设备准备就绪，通道畅通。计量点明确，计量系统准备就绪； 6.3.6 启动试验方案和相应调度方案已批准。

6.4 新设备启动前，有关人员应熟悉厂站设备，熟悉启动试验方案和相应调度方案及相应运行规程规 定等。

6.5 新设备启动调试后，经移交给有关调度及运行单位后方可投入运行。

6.6 新投产设备原则上不应降低已有电网稳定水平。网省调新投产设备启动调试期间，影响国调管辖

系统运行的，其调试调度方案应报国调备案。

第七章 电网频率调整及调度管理

7.1 互联电网频率的标准是50Hz，频率偏差不得超过±0.2Hz。在AGC投运情况下，互联电网频率按50 ±0.1Hz控制。

7.2 根据电网实际运行情况的需要，国调值班调度员可改变直调电厂或有关网省调的区域控制模式；

直调电厂或有关网省调因所辖电网运行需要变更区域控制模式须经国调许可。

7.3 有关网省调值班调度员负责监视并控制本网区域控制偏差（ACE）在规定范围内，同时监控网间联

络线潮流不超稳定限额。联络线计划送受电曲线由国调下达；国调值班调度员可根据电网需要修改联

络线计划送受电曲线。

7.4 国调直调发电厂在出力调整时，应同时监视电网频率，当频率偏差已超过±0.15Hz时，应及时汇 报上级调度。值班调度员可根据电网需要修改管辖发电厂的计划出力曲线。

7.5 国调管辖系统内为保证频率质量而装设的各种自动装置，如自动发电控制（AGC）、低频自起动、高频切机等均应由国调统一制定整定方案；其整定值的变更、装置的投入或停用，均应得到国调值班

调度员的许可后方可进行；当电网频率偏差到自动装置的整定值而装置未动作时，运行值班员应立即

进行相应操作，并汇报值班调度员。

7.6 有关网省调在平衡日发用电时，应安排不低于网内运行最大机组出力的旋转备用容量。7.7 为防止电网频率崩溃，各电网内必须装设适当数量的低频减载自动装置，并按规程规定运行。

第八章 电网电压调整和无功管理

8.1 电网的无功补偿实行分层分区就地平衡的原则。电网各级电压的调整、控制和管理，由国调、各

网（省）调和各地区调度按调度管辖范围分级负责。8.2 国调管辖范围内500kV电网的电压管理的内容包括： 8.2.1 确定电压考核点，电压监视点； 8.2.2 编制每季度电压曲线；

8.2.3 指挥管辖系统无功补偿装置运行； 8.2.4 确定和调整变压器分接头位置； 8.2.5 统计考核电压合格率。

8.3 国调负责国调管辖系统的无功平衡分析工作以及在相关各网（省）电网的无功分区平衡的基础上

组织进行全国互联电网无功平衡分析工作，并制定改进措施。

8.4 国调管辖系统各厂、站的运行人员，负责监视各级母线运行电压，控制母线运行电压在电压曲线 限值内。

8.5 国调、各网（省）调值班调度员，应按照调度管辖范围监控有关电压考核点和电压监视点的运行

电压，当发现超出合格范围时，首先会同下一级调度在本地区内进行调压，经过调整电压仍超出合格

范围时，可申请上一级调度协助调整。主要办法包括：

8.5.1 调整发电机、调相机无功出力、投切电容器、电抗器、交流滤波器达到无功就地平衡； 8.5.2 在无功就地平衡前提下，当主变压器二次侧母线电压仍偏高或偏低，而主变为有载调压分接头

时，可以带负荷调整主变分接头运行位置；

8.5.3 调整电网接线方式，改变潮流分布，包括转移部分负荷等。

8.6 国调负责国调管辖系统和汇总各网（省）一次网损情况，并定期进行全网性分析，提出改进意见。

第九章 电网稳定的管理 9.1 电网稳定分析，按照调度管辖范围分级负责进行。网（省）调按分析结果，编制本网（省）稳定 规定，对影响国调管辖系统运行的报国调批准。

9.2 电网稳定分析，按照“统一计算程序、统一计算标准、统一计算参数、统一计算模型”的原则，国

调、网（省）调各自负责所辖电网安全稳定计算分析和制定稳定措施，并承担相应的安全责任。

9.3 国调管辖系统运行稳定限额由国调组织计算。由各级调度下达相应调度管辖范围内设备稳定限额。

9.4 国调、相关网（省）调和生产运行单位应及时组织落实保证电网稳定的具体措施。9.5 有关网（省）调和生产运行单位因主网架结构变化或大电源接入，影响国调管辖系统安全运行的，需采取或改变安全自动控制措施时，应提前6个月向国调报送有关资料。

第十章 调度操作规定

10.1 电网的倒闸操作，应按调度管辖范围进行。国调调度管辖设备，其操作须由国调值班调度员下达 指令方可执行，国调许可设备的操作应经国调值班调度员许可后方可执行。国调调度管辖设备方式变 更，对下级调度管辖的电网有影响时，国调值班调度员应在操作前通知有关网省调值班调度员。

10.2 调度操作应填写操作指令票，下列操作调度员可不用填写操作指令票，但应做好记录。10.2.1 合上或拉开单一的开关或刀闸（含接地刀闸）； 10.2.2 投入或退出一套保护、自动装置； 10.2.3 投退AGC功能或变更区域控制模式； 10.2.4 更改电网稳定措施； 10.2.5 发电机组启停；

10.2.6 计划曲线更改及功率调整； 10.2.7 事故处理。10.3 操作指令票制度

10.3.1 填写操作指令票应以检修票、安全稳定控制定值通知单和继电保护定值通知单和日计划等为依 据。

10.3.2 填写操作指令票前，值班调度员应仔细核对有关设备状态（包括开关、刀闸、保护、安全自动

装置、安全措施等）。

10.3.3 填写操作指令票时应做到任务明确、字体工整、无涂改，正确使用设备双重命名和调度术语。

拟票人、审核人、预令通知人、下令人、监护人必须签字。

10.3.4 计划操作指令票必须经过拟票、审票、下达预令、下令执行四个环节，其中拟票、审票不能由 同一人完成。操作票必需经审核后方可下达给受令单位，受令单位如无疑问应尽快准备好厂站操作票，待接到正式下令时间后方可执行。

10.3.5 临时操作指令可不经下达预令直接执行，值班调度员必须认真拟票、审票和监护执行。10.4 操作前应考虑以下问题：

10.4.1 结线方式改变后电网的稳定性和合理性，有功、无功功率平衡及必要的备用容量，防止事故的 对策；

10.4.2 操作时所引起的输送功率、电压、频率的变化。潮流超过稳定极限、设备过负荷、电压超过正

常范围等情况；

10.4.3 继电保护、安全自动装置配置是否合理，变压器中性点接地方式、无功补偿装置投入情况，防

止引起操作过电压；

10.4.4 操作后对通信、远动、计量装置等设备的影响。10.5 计划操作应尽量避免在下列时间进行: 10.5.1 交接班时；

10.5.2 雷雨、大风等恶劣天气时； 10.5.3 电网发生异常及事故时； 10.5.4 电网高峰负荷时段。10.6 并列条件： 10.6.1 相序相同；

10.6.2 频率偏差在0.1Hz以内；

10.6.3 机组与电网并列，并列点两侧电压偏差在1%以内；电网与电网并列，并列点两侧电压偏差在5% 以内。

10.7 并列操作必须使用同期并列装置。解列前调整电网频率和有关母线电压，尽可能将解列点的有功

功率调至零，无功功率调至最小。

10.8 解、合环操作：必须保证操作后潮流不超继电保护、电网稳定和设备容量等方面的限额，电压在

正常范围。合环操作必须经同期装置检测。10.9 500kV线路停送电操作规定：

10.9.1 互联电网500kV联络线停送电操作，如一侧发电厂、一侧变电站，一般在变电站侧停送电，发

电厂侧解合环；如两侧均为变电站或发电厂，一般在短路容量大的一侧停送电，短路容量小的一侧解

合环；有特殊规定的除外； 10.9.2 应考虑电压和潮流转移，特别注意使非停电线路不过负荷，使线路输送功率不超过稳定限额，应防止发电机自励磁及线路末端电压超过允许值； 10.9.3 任何情况下严禁“约时”停电和送电；

10.9.4 500kV线路高抗（无专用开关）投停操作必须在线路冷备用或检修状态下进行。10.10 开关操作规定

10.10.1 开关合闸前，厂站必须检查继电保护已按规定投入。开关合闸后，厂站必须检查确认三相均 已接通；

10.10.2 开关操作时，若远方操作失灵，厂站规定允许进行就地操作时，必须进行三相同时操作，不

得进行分相操作；

10.10.3 交流母线为3/2接线方式，设备送电时，应先合母线侧开关，后合中间开关；停电时应先拉开

中间开关，后拉开母线侧开关。10.11 刀闸操作规定：

10.11.1 未经试验不允许使用刀闸向500 kV母线充电；

10.11.2 不允许使用刀闸切、合空载线路、并联电抗器和空载变压器；

10.11.3 用刀闸进行经试验许可的拉开母线环流或T接短线操作时，须远方操作； 10.11.4 其它刀闸操作按厂站规程执行。10.12 变压器操作规定：

10.12.1 变压器停送电，一般在500kV侧停电或充电，必要时可以在220kV侧停电或充电。10.12.2 变压器并列运行的条件： 10.12.2.1 结线组别相同； 10.12.2.2 电压比相同； 10.12.2.3 短路电压相等。

电压比不同和短路电压不等的变压器经计算和试验，在任一台都不会发生过负荷的情况下，可以并列 运行。

10.13 零起升压操作规定：

10.13.1 担任零起升压的发电机容量应足以防止发生自励磁，发电机强励退出，联跳其它非零起升压

回路开关的压板退出，其余保护均可靠投入；

10.13.2 升压线路保护完整，可靠投入。但联跳其它非升压回路开关压板退出，线路重合闸停用；

10.13.3 对主变压器或线路串变压器零起升压时，该变压器保护必须完整并可靠投入，中性点必须接 地；

10.13.4 双母线中的一组母线进行零起升压时，母差保护应停用。母联开关应改为冷备用，防止开关

误合造成非同期并列。

10.14 500kV串联补偿装置的投退原则上要求所在线路的相应线路刀闸在合上位置。正常停运带串补装

置的线路时，先停串补，后停线路；带串补装置线路恢复运行时，先投线路，后投串补；串补装置检

修后，如运行值班员提出需要对串补装置充电，可以先将串补装置投入，再对带串补装置的线路充电。

10.15 国调负责的直流输电系统操作如下：

10.15.1 直流输电系统从冷备用转为热备用状态； 10.15.2 直流输电系统从热备用转为冷备用状态； 10.15.3 直流输电系统转为空载加压试验状态； 10.15.4 执行国调直流输电系统继电保护定值单； 10.15.5 直流输电系统启动或停运；

10.15.6 直流输送功率调整和控制方式变更。

10.16 直流输电系统启动操作为从直流输电系统热备用状态操作至输送功率达到整定值；停运操作为

从直流输电系统由稳定运行操作至直流输电系统热备用状态。直流输电系统运行时间从换流阀解锁至

换流阀闭锁的时间。

10.17 在进行直流输电系统启停操作前，两侧换流站应相互通报。操作完成后，换流站及时将操作完

成时间、换流阀解（闭）锁时间等汇报国调调度值班员。10.18 直流输电系统单极运行时，进行由一极单极大地回线方式运行转为另一极单极大地回线方式运

行的操作，应在不中断输送功率的原则下进行。10.19 空载加压（TLP）试验

10.19.1 空载加压试验可采用以下方式： 10.19.1.1 降压空载加压试验； 10.19.1.2 额定电压空载加压试验。

10.19.2 空载加压试验一般在接线方式为GR方式下进行。

10.20 直流输电系统主控站转移操作或单极大地回线与单极金属回线方式转换操作时，由国调值班调

度员下令给两侧换流站，主控站运行值班员应联系对端换流站运行值班员，两换流站相互配合进行。

10.21 在遇有雾、细雨等恶劣天气致使直流输电系统设备放电严重时，国调值班调度员可下令将直流

输电系统改为降压方式运行。如相应极系统输送功率高于降压运行额定功率，须调整功率后再进行降 压操作。

第十一章 事故处理规定

11.1 国调值班调度员是国调管辖系统事故处理的指挥者；网（省）调按调度管辖范围划分事故处理权

限和责任，在事故发生和处理过程中应及时互通情况。事故处理时，各级值班人员应做到： 11.1.1 迅速限制事故发展，消除事故根源，解除对人身、设备和电网安全的威胁； 11.1.2 用一切可能的方法保持正常设备的运行和对重要用户及厂用电的正常供电； 11.1.3 电网解列后要尽快恢复并列运行； 11.1.4 尽快恢复对已停电的地区或用户供电； 11.1.5 调整并恢复正常电网运行方式。

11.2 当有关电网发生影响国调管辖系统安全运行的事故时，网（省）调值班调度员应尽快将事故简要

情况汇报国调值班调度员；事故处理完毕后，值班调度员应及时提出事故原始报告并向国调值班调度 员汇报详细情况。

11.3 国调管辖系统发生事故时，有关网（省）调值班调度员和厂站运行值班员应立即向国调汇报事故 概况，在查明情况后，应尽快详细汇报。汇报内容应包括事故发生的时间及现象、跳闸开关、继电保

护动作情况及电压、潮流的变化等。

11.4 当国调管辖系统发生事故，造成互联电网解列时，有关网（省）调值班调度员和厂站运行值班员

应保持本系统的稳定运行，尽快将频率调整至合格范围内。国调负责指挥国调管辖系统联络线的并列

操作，有关网（省）调和厂站应按国调要求调整电网频率和电压，尽快恢复并网运行。11.5 网省调值班调度员在处理事故时，对国调管辖系统运行有重大影响的操作，均应得到国调值班调

度员的指令或许可后才能执行。

11.6 为防止事故扩大，厂站运行值班员应不待调度指令自行进行以下紧急操作： 11.6.1 对人身和设备安全有威胁的设备停电； 11.6.2 将故障停运已损坏的设备隔离；

11.6.3 当厂（站）用电部分或全部停电时，恢复其电源； 11.6.4 厂站规程中规定可以不待调度指令自行处理者。

11.7 电压互感器或电流互感器发生异常情况时，厂站运行值班员应迅速按厂站规程规定进行处理，并

向有关值班调度员汇报。

11.8 事故处理时，只允许与事故处理有关的领导和工作人员留在调度室内，其他无关人员应迅速离开

；非事故单位不应在事故处理当时向当值调度员询问事故原因和过程，以免影响事故处理。11.9 事故处理完毕后，应将事故情况详细记录，并按规定报告。11.10 事故调查工作按《电业生产事故调查规程》进行。11.11 频率、电压异常处理

11.11.1 当国调管辖系统有关电网发生事故，电网频率异常时，应利用本网内发电机的正常调节能力，平衡网内负荷。若需国调配合，可向国调提出调整建议；

11.11.2 当国调管辖系统任一厂站母线电压低于限额时，国调应立即采取措施（包括投切无功补偿装

置、增加机组无功出力、调整联络线潮流等）使电压恢复至限额以内；

11.11.3 当国调管辖系统任一厂站母线电压高于限额时，国调应立即采取措施（包括投切无功补偿装

置、机组进相、停运轻载线路等）使电压恢复至限额以内，11.12 线路事故处理

11.12.1 线路跳闸后，为加速事故处理，国调值班调度员可进行强送电，在强送前应考虑： 11.12.1.1 应正确选择强送端，使电网稳定不致遭到破坏。在强送前，要检查重要线路的输送功率在

规定的限额之内，必要时应降低有关线路的输送功率或采取提高电网稳定的措施，有关网省调应积极 配合；

11.12.1.2 厂站运行值班员必须对故障跳闸线路的有关设备进行外部检查，并将检查结果汇报国调。

若事故时伴随有明显的事故象征，如火花、爆炸声、电网振荡等,待查明原因后再考虑能否强送；

11.12.1.3 强送的开关必须完好，且具有完备的继电保护；

11.12.1.4 应对强送前强送端电压控制和强送后首端、末端及沿线电压作好估算，避免引起过电压。

11.12.2 线路故障跳闸后，一般允许强送一次。如强送不成功，需再次强送，必须经总工或主管生产 的中心领导同意。

11.12.3 线路故障跳闸，开关切除故障次数已到规定的次数，由厂站运行值班员根据厂站规定，向有

关调度提出要求。

11.12.4 当线路保护和高抗保护同时动作跳闸时，应按线路和高抗同时故障来考虑事故处理。在未查

明高抗保护动作原因和消除故障之前不得进行强送，在线路允许不带电抗器运行时，如电网需对故障

线路送电，在强送前应将高抗退出后才能对线路强送。

11.12.5 有带电作业的线路故障跳闸后，强送电的规定如下：

11.12.5.1 带电作业未要求线路故障跳闸后不得强送者，可以按上述有关规定进行强送； 11.12.5.2 带电作业明确要求停用线路重合闸故障跳闸后不得强送者，在未查明原因之前不得强送。

11.12.6 在线路故障跳闸后，值班调度员下达巡线指令时，应说明是否为带电巡线。

11.13 互联电网联络线输送功率超过稳定限额或过负荷时，有关网省调可不待国调调度指令迅速采取

措施使其降至限额之内。处理方法一般包括：

11.13.1 受端电网发电厂增加出力，包括快速启动水电厂备用机组，调相的水轮机快速改发电运行，并提高电压；

11.13.2 受端电网限电；

11.13.3 送端电网的发电厂降低出力，并提高电压； 11.13.4 改变电网结线，使潮流强迫分配。11.14 发电机事故处理

11.14.1 发电机跳闸或异常情况均按发电厂规程进行处理；

11.14.2 当发电机进相运行或功率因数较高，引起失步时，应立即减少发电机有功，增加励磁，以便

使发电机重新拖入同步。若无法恢复同步，应将发电机解列。11.15 变压器及高压电抗器事故处理

11.15.1 变压器开关跳闸时，根据变压器保护动作情况作如下处理：

11.15.1.1 变压器的重瓦斯保护或差动保护之一动作跳闸，不得进行强送电；在检查变压器外部无明

显故障，检查瓦斯气体和故障录波器动作情况，确认变压器内部无故障者，可以试送一次，有条件时 应进行零起升压；

11.15.1.2 变压器后备过流保护动作跳闸，在找到故障并有效隔离后，可试送一次； 11.15.2 高抗保护动作停运时，根据其保护动作情况作如下处理：

11.15.2.1 高抗的重瓦斯保护或差动保护之一动作跳闸，不能进行强送电；在检查高抗外部无明显故

障，检查瓦斯气体和故障录波器动作情况，确认高抗内部无故障者，可以试送一次。有条件时可进行 零起升压；

11.15.2.2 高抗后备保护动作，在找到故障并有效隔离后，可试送一次； 11.16 母线事故处理

11.16.1 当母线发生故障或失压后，厂站运行值班员应立即报告值班调度员，并同时将故障母线上的

开关全部断开。

11.16.2 当母线故障停电后，运行值班员应立即对停电的母线进行外部检查，并把检查情况汇报值班

调度员，调度员应按下述原则进行处理：

11.16.2.1 找到故障点并能迅速隔离的，在隔离故障后对停电母线恢复送电； 11.16.2.2 找到故障点但不能很快隔离的，将该母线转为检修；

11.16.2.3 经过检查不能找到故障点时，可对停电母线试送电一次。对停电母线进行试送，应尽可能

用外来电源；试送开关必须完好，并有完备的继电保护。有条件者可对故障母线进行零起升压。

11.17 开关故障处理

11.17.1 开关操作时，发生非全相运行，厂站运行值班员立即拉开该开关。开关在运行中一相断开，应试合该开关一次，试合不成功应尽快采取措施并将该开关拉开；当开关运行中两相断开时，应立即

将该开关拉开；

11.17.2 开关因本体或操作机构异常出现“合闸闭锁”尚未出现“分闸闭锁”时，值班调度员可根据情况

下令拉开此开关；

11.17.3 开关因本体或操作机构异常出现“分闸闭锁”时，应停用开关的操作电源，并按厂站规程进行

处理。仍无法消除故障，则可用刀闸远方操作解本站组成的母线环流（刀闸拉母线环流要经过试验并

有明确规定），解环前确认环内所有开关在合闸位置。11.18 串联补偿装置故障处理

11.18.1 因线路等其它原因导致带串补装置的线路停运时，如需对线路强送，需将串补装置退出，再 进行强送。

11.18.2 因串补装置故障停运，未经检查处理，不得投运。11.19 电网振荡事故处理 11.19.1 电网振荡时的现象： 发电机、变压器及联络线的电流表、功率表周期性地剧烈摆动，振荡中心的电压表波动最大，并同期

性的降到接近于零；失步的两个电网间联络线的输送功率则往复摆动；两个电网的频率明显不同，振

荡中心附近的照明灯随电压波动而一明一暗，发电机（调相机）发出有节奏的嗡－嗡声。11.19.2 电网稳定破坏时的处理办法：

11.19.2.1 电网稳定破坏后，应迅速采取措施，尽快将失去同步的部分解列运行，防止扩大事故；

11.19.2.2 为使失去同步的电网能迅速恢复正常运行，并减少运行操作，在满足下列各种条件的前提

下可以不解列，允许局部电网短时间的非同步运行，而后再同步。

11.19.2.2.1 通过发电机，调相机等的振荡电流在允许范围内，不致损坏电网重要设备； 11.19.2.2.2 电网枢纽变电站或重要用户变电站的母线电压波动最低值在额定值的75％以上，不致甩 掉大量负荷；

11.19.2.2.3 电网只在两个部分之间失去同步，通过预定调节措施，能使之迅速恢复同步运行者，若

调节无效则应予解列。

11.19.2.3 电网发生稳定破坏，又无法确定合适的解列点时，也只能采取适当措施使之再同步，防止

电网瓦解并尽量减少负荷损失。其主要处理办法是：

11.19.2.3.1 频率升高的发电厂，应立即自行降低出力，使频率下降，直至振荡消失或频率降到

49.5Hz为止；

11.19.2.3.2 频率降低的发电厂应立即采取果断措施使频率升高，直至49.5Hz以上。有关调度可下令

在频率降低的地区进行拉闸限电；

11.19.2.3.3 各发电厂或有调相机的变电站应提高无功出力，尽可能使电压提高至允许最大值。

11.19.3 在电网振荡时，除厂站事故处理规程规定者以外，厂站运行值班员不得解列发电机组。在频

率或电压下降到威胁到厂用电的安全时可按照发电厂规程将机组（部分或全部）解列。11.19.4 若由于发电机失磁而引起电网振荡时，厂站运行值班员应立即将失磁的机组解列。11.20 通信中断的事故处理

11.20.1 国调与有关网省调或调度管辖的厂站之间的通信联系中断时，各方应积极采取措施，尽快恢

复通信联系，如不能尽快恢复，国调可通过有关网省调的通信联系转达调度业务。11.20.2 当厂站与调度通信中断时：

11.20.2.1 有调频任务的发电厂，仍负责调频工作。其他各发电厂均应按调度规程中有关规定协助调

频。各发电厂或有调相机的变电站还应按规定的电压曲线进行调整电压； 11.20.2.2 发电厂和变电站的运行方式，尽可能保持不变；

11.20.2.3 正在进行检修的设备，在通信中断期间完工，可以恢复运行时，只能待通信恢复正常后，再恢复运行。

11.20.3 当国调值班调度员下达操作指令后，受令方未重复指令或虽已重复指令但未经国调值班调度

员同意执行操作前，失去通信联系，则该操作指令不得执行；若已经国调值班调度员同意执行操作，可以将该操作指令全部执行完毕。国调值班调度员在下达了操作指令后而未接到完成操作指令的报告

前，与受令单位失去通信联系，则仍认为该操作指令正在执行中。

11.20.4 凡涉及国调管辖系统安全问题或时间性没有特殊要求的调度业务联系，失去通信联系后，在

与国调值班调度员联系前不得自行处理；紧急情况下按厂站规程规定处理。11.20.5 通讯中断情况下，出现电网故障时: 11.20.5.1 厂站母线故障全停或母线失压时，应尽快将故障点隔离；

11.20.5.2 当电网频率异常时，各发电厂按照频率异常处理规定执行，并注意线路输送功率不得超过

稳定限额，如超过稳定极限，应自行调整出力；

11.20.5.3 当电网电压异常时，各厂站应及时调整电压，视电压情况投切无功补偿设备。11.20.6 与国调失去通信联系的有关网省调或调度管辖的厂站，在通信恢复后，应立即向国调值班调

度员补报在通信中断期间一切应汇报事项。11.21 直流输电系统事故处理

11.21.1 直流线路故障，再启动失败致使直流系统某极停运，根据情况允许对该极线路进行一次降压

空载加压试验。若试验成功，可再进行一次额定电压空载加压试验。试验成功后，可以恢复相应极系 统运行。

11.21.2 因换流阀、极母线、平波电抗器等直流500KV设备故障引起直流输电系统某极停运，未经检查

处理不得恢复该极运行。在重新启动前，如条件许可，可在发生故障的换流站进行空载加压试验。

11.21.3 运行的交流滤波器因故障需退出运行时，换流站在确认备用交流滤波器具备运行条件后，经

国调值班调度员许可，可以进行手动投切交流滤波器（先投后切），交流滤波器的投切顺序按站内有 关规程执行。

11.21.4 换流阀和阀冷却水系统在运行中发生异常时，按站内有关规程处理。当发生换流阀冷却水超 温、换流变油温高等影响直流输电系统送电能力的设备报警时，换流站运行值班员可向上级调度汇报

并提出降低直流输送功率等措施，国调值班调度员根据电网情况处理。11.21.5 换流变压器故障或异常处理按站内有关规程执行。11.21.6 无功减载保护动作的故障处理

11.21.6.1 在升功率操作过程中出现无功减载保护报警信号，在自动或手动投入备用交流滤波器后可 继续进行升功率操作；如投入不成功时，由主控站值班员操作降低直流输送功率至报警信号消失，并

向国调值班调度员汇报。

11.21.6.2 运行的交流滤波器跳闸出现无功减载保护报警信号时，换流站运行值班员应手动投入相应 的备用交流滤波器；如投入不成功时，由主控站运行值班员操作降低直流输送功率至报警信号消失，并向国调值班调度员汇报。

11.21.6.3 运行的交流滤波器跳闸出现无功减载保护动作使直流系统输送功率降低时，在有备用交流

滤波器的情况下，由国调值班调度员下令恢复原输送功率。在升功率过程中如再出现无功减载保护报

警信号时，按11.21.6.1的规定处理。

第十二章 继电保护及安全自动装置的调度管理 12.1 继电保护整定计算和运行操作按调度管辖范围进行。

12.2 国调组织或参加新建工程、技改工程以及系统规划的继电保护专业的审查工作（含可研、初设、继电保护配置选型等）。

12.3 国调组织或参加重大事故的调查、分析工作，并负责监督反事故措施的执行。

12.4 国调负责修编调度管辖范围“继电保护整定方案及运行说明”，并配合新建或技改工程予以补充、修改。

12.5 国调负责调度管辖继电保护装置动作情况的分析、评价和运行总结，动作统计由相关网、省调统一统计，并报国调。

12.6 继电保护的定值管理

12.6.1 国调负责确定调度管辖范围内变压器中性点的接地方式。

12.6.2 每年4月底前，国调与相关网、省调间以书面形式相互提供整定分界点的保护配置、设备参数、系统阻抗、保护定值以及整定配合要求等，以满足整定计算的需要。

12.6.3 国调与相关网、省调整定分界点的继电保护定值配合，经与相关调度协商后，由国调确定。

12.6.4 国调继电保护定值单下达至直调厂、站。国调与相关网、省调互送整定分界点的定值单，用作 备案。

12.6.5 国调继电保护定值单须经国调值班调度员与厂站运行值班员核对无误后方可执行，并严格遵守

定值单回执制度。

12.7 继电保护装置的运行管理

12.7.1 继电保护装置应按规定投运。一次设备不允许无主保护运行，特殊情况下停用主保护，应按规 定处理。

12.7.2 国调调度管辖的继电保护装置的投退以及定值单的执行由国调下令。12.7.3 国调调度管辖的继电保护装置的正常运行操作，由国调值班调度员按照国调中心“继电保护整

定方案及运行说明”的规定下达调度指令，运行值班员按照厂站继电保护运行规定执行具体操作。

12.8 继电保护装置的维护与检验 12.8.1 继电保护装置的维护与检验，由继电保护装置所在单位负责。继电保护装置维护单位（简称维

护单位，下同）应按照检修计划和有关检验规程的规定，对继电保护装置进行维护检验。12.8.2 国调负责制订继电保护装置的反事故措施，维护单位负责具体实施。

12.8.3 运行中的继电保护装置出现异常（或缺陷）时，厂站运行值班员应立即向国调值班调度员汇报，按有关运行规定处理，并通知维护单位进行异常（或缺陷）处理工作。

12.8.4 当继电保护装置动作时（电网发生故障或电网无故障而保护装置本身发生不正确动作），厂站

运行值班员记录保护动作情况，立即向国调值班调度员汇报，并通知维护单位。维护单位应及时收集

保护动作信息（故障录波、微机保护打印报告等），并对继电保护装置进行检查、分析，查明保护动

作原因。必要时，由国调中心组织进行调查、分析和检验工作。

12.9 调度员应掌握继电保护的配置和“继电保护整定方案和运行说明”有关的规定，新设备投运时，继

电保护人员应向调度员进行技术交底。

12.10 运行值班员应熟悉“继电保护整定方案和运行说明”有关的规定和继电保护装置的回路接线，掌

握厂站继电保护运行规定。

12.11 国调管辖系统安全自动装置由该设备所属电力公司负责厂站运行维护管理，国调负责定值下达

和指挥装置投退，有关网（省）调和生产运行单位各自执行具体操作。未经国调许可，不得更改装置

定值和装置的运行状态。凡影响安全自动装置正常运行的工作，应及时报国调；装置缺陷应在停运后 及时处理。

12.12 国调管辖范围内安全自动装置定值单由国调下达至相应网（省）调及厂站。厂站接到定值单后，必须与国调调度员核对无误后方可执行定值。需改变后备保护定值时，各自按预定整定方案执行并

提前3天通知国调。

12.13 安全自动装置动作或异常时，厂站运行值班员应根据厂站规程及时报告国调和相关网省调值班 调度员。

12.14 国调调度管辖范围内的安全自动装置运行及动作统计情况由运行生产单位报国调，国调统一进 行统计评价。

第十三章 调度自动化设备的运行管理

13.1 电网调度自动化系统是保证电网安全、优质、经济运行的重要技术手段，各级调度机构应建设先

进、实用的调度自动化系统，设置相应的调度自动化机构。13.2 本规程所指厂站调度自动化设备主要包括： 13.2.1 远动装置（远动终端主机）；

13.2.2 厂站计算机监控（测）系统相关设备；

13.2.3 远动专用变送器、功率总加器及其屏、柜，与远动信息采集有关的交流采样等测控单元，远动

通道专用测试柜及通道防雷保护器； 13.2.4 电能量远方终端；

13.2.5 电力调度数据网络设备(路由器、通信接口装置、交换机或集线器等)及其连接电缆； 13.2.6 远动和电能量远传使用的调制解调器，串行通讯板、卡；

13.2.7 远动装置、电能量远方终端、路由器到通信设备配线架端子间的专用连接电缆； 13.2.8 遥控、遥调执行继电器屏、柜；

13.2.9 远动终端输入和输出回路的专用电缆；

13.2.10 远动终端、电能量远方终端、路由器专用的电源设备及其连接电缆（包括UPS、直流电源等配

电柜），电能表计出口与电能量远方终端连接电缆； 13.2.11 远动转接屏、电能量远方终端屏等； 13.2.12 与保护设备、站内SCADA监控系统、数据通信系统、电厂监控或DCS系统等接口。13.3 国调调度管辖厂站调度自动化设备属国调管辖设备，其运行管理由国调负责，并按照国调中心制

定的《国调调度管辖厂站调度自动化设备运行管理规定》执行；国调调度管辖联络线两侧厂站调度自

动化设备属国调许可设备，其运行管理分别由所辖网、省调负责，并按照所辖网、省调制定的相应规 定执行。

13.4 国调调度管辖厂站及国调管辖联络线两侧厂站的电力调度数据网络设备技术参数的制定、设置由

国调负责，其他人不得擅自更改；由于情况变化而需改变时，须提前报国调，经批准后方可进行并做

好记录。各类应用系统接入网络，需做好接入方案，并报国调批准后实施。

13.5 国调调度管辖厂站及联络线两侧计量关口电能表计的运行管理由发输电运营部负责，关口电能表

计和电能量远方终端的计量监督由发输电运营部指定的计量部门负责，关口电能表计的日常巡视和电

能量远方终端及其附属设备的运行维护由各厂站相关部门负责，13.6 国调调度许可设备范围内厂站调度自动化设备的运行管理分别由其所辖网、省调负责。13.7 调度自动化设备运行维护的责任单位应保证设备的正常运行及信息的完整性和正确性，发现故障

或接到设备故障通知后，应立即进行处理，必要时派人到厂站处理，并将故障处理情况及时上报国调 和相关网、省调的自动化值班人员。上一级调度机构可根据有关规程、规定对责任单位进行考核。

13.8 厂站调度自动化设备的计划和临时停运管理

13.8.1 国调调度管辖厂站调度自动化设备的计划停运，应提前2天报国调自动化运行管理部门并经调

度机构主管领导批准且通知相关网、省调自动化运行管理部门后方可实施；国调调度管辖联络线两端

厂站和国调调度许可设备范围内厂站调度自动化设备的计划停运，应提前2天报其上级自动化运行管理 部门，由该部门同时报本单位主管领导和国调自动化运行管理部门批准且通知相关网、省调自动化运

行管理部门后方可实施。

13.8.2 国调调度管辖厂站调度自动化设备的临时停运应及时报国调自动化值班员，经值班调度员许可

后，由自动化值班员通知相关网、省调自动化值班员；国调调度管辖联络线两端厂站和调度许可设备

范围内厂站调度自动化设备的临时停运应及时报其上级主管调度自动化运行值班员，经其值班调度员

同意并报国调自动化值班员许可后，由该自动化值班员通知相关网、省调自动化运行值班员和厂站值

班员后方可实施。

13.8.3 进行厂站例行遥信传动试验工作前、后，其上级主管调度自动化值班员应及时通知相关调度自 动化值班员。

13.9 值班调度员或运行值班员发现调度自动化系统信息有误或其它不正常情况时，应及时通知相关自

动化值班人员进行处理，并做好记录。

13.10 当一次设备检修时，应将相应的遥信信号退出运行，但不得随意将相应的变送器退出运行。运

行维护单位应把检查相应的远动输入输出回路的正确性及检验有关的变送器准确度列入检修工作任务

。一次设备检修完成后，应将相应的遥信信号投入运行，将与调度自动化设备相关的二次回路接线恢

复正常，同时应通知调度自动化设备的运行管理部门，并由该部门通知国调和相关调度。13.11 输电线路检修或通信设备检修等，如影响国调调度自动化通道时，由其通信管理部门提出受影

响的通道名单，附在相应的停役申请单后，并以书面形式提前通知相关调度部门及自动化运行管理部

门，经同意后方可进行。通道恢复时，也应及时通知自动化运行管理部门，以便使自动化设备及时恢 复运行。

第十四章 电力通信运行管理 14.1 互联电网通信系统（以下简称为联网通信系统）是国调、网调和省调对联网线路及其各变电站、换流站以及相关电厂实施调度、管理必要的技术支持系统。联网通信系统是由国调、网调和省调电网

调度机构至各调度管辖电厂、变电站、换流站以及互联电网联络线的主备用通信电路组成。主备用通

信电路的范围应以各互联电网工程初步设计中确定的通信方案为准。其承载的主要电网调度业务有：

调度电话、继电保护、调度自动化数据信号等信息。

14.2 联网通信电路的组织及运行管理由国调中心、电通中心以及各相关网、省通信管理部门负责。

14.3 本章节适用于与联网通信系统有关的网省公司通信管理、维护部门，各相关网、省通信管理、维

护部门应遵照本规程制订联网通信系统的运行维护管理细则。14.4 国调中心职责：

14.4.1 负责监督联网通信系统的安全、稳定、可靠运行； 14.4.2 负责协调联网通信系统运行中出现的重大问题；

14.4.3 负责审批直接影响联网通信电路、话路的停复役和变更方案； 14.4.4 负责审核联网通信系统中设备计划或临时检修方案； 14.4.5 负责制定联网通信系统中国调管辖通信设备的编号方案。14.5 电通中心职责：

14.5.1 负责联网通信系统运行情况的监测和调度指挥；

14.5.2 负责联网通信系统运行中重大问题的处理和事故调查；

14.5.3 负责制定联网通信系统中国调中心使用通信电路、设备的运行方式，并组织实施； 14.5.4 负责组织制订联网通信系统设备检修计划；

14.5.5 负责审批联网通信系统中设备计划或临时检修方案，并负责实施工作的协调； 14.5.6 负责组织制定系统反事故措施，并进行督促检查；

14.5.7 负责联网通信系统的运行统计、分析和评价工作，并以月报的形式报国调中心。

14.6 各相关网、省公司通信运行管理部门职责：

14.6.1 负责组织执行电通中心下达的调度指挥命令和电路运行方式；

14.6.2 负责制订联网调度生产使用的网、省通信电路、设备的运行方式，并组织实施； 14.6.3 负责所辖通信电路、设备的运行、维护管理工作；

14.6.4 负责监测所辖通信电路的运行情况，及时组织事故处理；

14.6.5 负责组织制定所辖联网通信系统设备检修计划，并上报审批；

14.6.6 负责所辖通信系统的统计分析及考核工作，编制运行统计月报，并上报电通中心； 14.6.7 负责制定反事故措施，并组织落实；

14.6.8 负责组织或协助上级组织的事故调查，提出并实施整改措施；

14.6.9 负责组织编制通信系统的调试导则和运行管理细则，组织通信人员的技术培训； 14.6.10 做好上级委派的其他工作。

14.7 联网通信系统是全国电力通信网的组成部分，其运行管理必须实行统一调度、分级管理、下级服

从上级、局部服从整体的原则。严格执行有关规程和制度，确保通信电路的畅通。

14.8 各级通信管理部门应定期对所辖电路或设备进行检测，发现问题及时解决。同时要建立汇报制度，定期逐级上报电路运行情况。

14.9 各级通信运行管理部门和人员必须严格执行《电力系统通信管理规程》、《电力系统微波通信运 行管理规程》、《电力系统光纤通信运行管理规程》、《电力系统载波通信运行管理规程》、《电力

系统通信站防雷运行管理规程》等有关规程、规定，确保联网通信电路的畅通。

14.10 在联网通信系统出现故障时，所辖电路的网省公司通信运行管理部门应立即组织人员进行检修，并采取相应迂回或转接措施，保障联网通信系统的畅通。同时应通知电网调度部门。由此造成的通

信事故有关通信运行管理部门应在3日内将事故原因和处理结果以书面形式报送上级通信主管部门。

14.11 当联网线路计划或临时检修影响联网通信系统运行时，国调中心批准的检修，由国调中心通知

电通中心；网省电网调度部门批准的检修，由网省电网调度部门通知各自的通信调度部门，在接到通

知后各级通信调度部门应做好相应通信业务的迂回、转接和准备工作。14.12 联网通信系统计划检修原则上应与一次系统的计划检修同步进行。当检修对联网调度生产业务

造成影响时，电通中心安排的检修报国调中心批准，并通知相关网省调通信运行管理部门。各网省通

信运行管理部门安排的检修报所属网省电网调度部门批准。并提前10日以书面形式向电通中心提出申

请，同时提出拟采用的通信业务迂回和转接方案。电通中心在征得国调中心意见后应在3日内以书面形 式给予批复，各网省通信运行管理部门接到批复方可决定是否开展下一步工作。检修工作结束后，需

逐级办理复役手续。

14.13 当联网通信系统进行临时检修对联网调度生产业务造成影响时，电通中心安排的检修报国调中 心批准，并通知相关网省通信运行管理部门。各网省通信运行管理部门安排的检修在征得所属网省电

网调度部门同意后，提前3日以书面形式向电通中心提出申请，并提出拟采用的通信业务迂回和转接方 案，电通中心在征求国调中心意见后应在1日内以书面形式给予批复，各网省调通信运行管理部门接到

批复方可决定是否开展下一步工作。检修工作结束后，需逐级办理复役手续。14.14 当联网通信系统的检修对联网调度业务没有造成影响时，电通中心安排的检修报国调中心备案，各网省通信运行管理部门安排的检修报所属网省电网调度部门备案，同时向电通中心报批。14.15 由于任何原因造成联网通信系统中断时，所辖电路的网省通信运行管理部门应通知相关网省通

信运行管理部门，各相关网省通信运行管理部门应予以积极配合。

第十五章 水电站水库的调度管理 15.1 总则

15.1.1 水库调度的基本原则：按照设计确定的任务、参数、指标及有关运用原则，在确保枢纽工程安

全的前提下，充分发挥水库的综合利用效益。15.1.2 国调管辖水电厂（以下简称水电厂）必须根据并网要求与相关电网经营企业签订并网调度协议，并服从电网的统一调度。

15.1.3 在汛期承担下游防洪任务的水电厂水库，其汛期防洪限制水位以上的防洪库容的运用，必须服

从有管辖权的防汛指挥机构的指挥和监督。

15.1.4 水电厂及其上级主管部门应加强对水库调度工作的领导，建立专职机构，健全规章制度，配备

专业技术人员，注重人员培训，不断提高人员素质和技术、管理水平。

15.1.5 水电厂必须具备齐全的水库设计资料，掌握水库上、下游流域内的自然地理、水文气象、社会

经济及综合利用等基本情况，为水库调度工作提供可靠依据。

15.1.6 水库的设计参数及指标是指导水库运行调度的依据，不得任意改变。

15.1.7 水电厂及其上级主管部门应充分采用先进技术、装备，加强科学研究，积极开展水情自动测报、水调自动化和优化调度等工作，不断提高水库调度水平。15.2 水库运用参数和基本资料

15.2.1 水库调度运用的主要参数及指标应包括：水库正常蓄水位、设计洪水位、校核洪水位、汛期限

制水位、死水位及上述水位相应的水库库容，水电站装机容量、发电量、保证出力及相应保证率，控

制泄量等。这些参数及指标是进行水库调度的依据，应根据设计报告和有关协议文件，在调度运

用计划、方案中予以阐明。

15.2.2 基本资料是水库调度的基础，必须充分重视。应注重资料的积累，必要时予以补充和修正。

15.2.3 水库建成投入运用后，因水文条件、工程情况及综合利用任务等发生变化，水库不能按设计规

定运用时，水电厂上级主管部门应组织运行管理、设计等有关单位，对水库运用参数及指标进行复核

。如主要参数及指标需变更，应按原设计报批程序进行审批后方可执行。15.3 水文气象情报及预报

15.3.1 各水电厂要根据各自水库流域情况及相关服务的气象预报单位的预报考评结果，根据水库调度

运行的需要签订气象预报服务合同，确保水库流域气象信息的来源。

15.3.2 为做好水库调度工作，各水电厂应加强水情自动测报系统的维护和管理。15.3.3 各水电厂应开展洪水预报工作，使用的预报方法应符合预报规范要求，并经上级主管部门审定。对已采用的预报方案，应根据实测资料的积累情况进行不断修改、完善。作业预报时，应根据短期

气象预报和水库实时水情进行修正预报。在实际调度过程中，应及时收集气象部门的预报成果，加以

分析引用，如有条件还应开展短期气象预报。

15.3.4 使用预报结果时，应根据预报用途充分考虑预报误差。15.4 洪水调度

15.4.1 水库洪水调度的任务：根据设计确定的水利枢纽工程的设计洪水、校核洪水和下游防护对象的 防洪标准，按照设计的洪水调度原则或经过设计部门论证、防汛主管部门批准的洪水调度原则，在保

证枢纽工程安全的前提下，拦蓄洪水、削减洪峰和按照规定控制下泄流量，尽量减轻或避免上下游洪 水灾害。

15.4.2 水库洪水调度原则为：大坝安全第一；按照设计确定的目标、任务或上级有关文件规定进行洪

水调度；遇下游防洪形势出现紧急情况时，在水情测报系统及枢纽工程安全可靠条件下，应充分发挥

水库的调洪作用；遇超标准洪水，采取保证大坝安全非常措施时应尽量减少损失。15.4.3 水库洪水调度职责分工：在汛期承担下游防洪任务的水库，汛期防洪限制水位以上的洪水调度

由有管辖权的防汛指挥部门调度；不承担下游防洪任务的水库，其汛期洪水调度由水电厂及其上级主

管单位负责指挥调度。已蓄水运用的在建水电工程，其洪水调度应以工程建设单位为主，会同设计、施工、水库调度管理等单位组成的工程防汛协调领导小组负责指挥调度。15.4.4 各水电厂应根据设计的防洪标准和水库洪水调度原则，结合枢纽工程实际情况，制定洪水

调度计划，并按照相应程序报批后报国调备案。

15.4.5 水电厂应按批准的泄洪流量，确定闸门开启数量和开度。按规定的程序操作闸门，并向有关单 位通报信息。

15.4.6 汛末蓄水时机既关系到水库防洪安全，又影响到水库蓄满率，应根据设计规定和参照历年水文

气象规律及当年水情形势确定。15.5 发电及经济调度

15.5.1 水库发电调度的主要任务：根据枢纽工程设计的开发目标、参数、指标，并结合灌溉、航运等

综合利用要求，经济合理地安排发电运行方式，充分发挥水库的发电及其他综合效益。15.5.2 发电调度的原则

15.5.2.1 保证枢纽工程安全，按规定满足其他防护对象安全的要求。当枢纽工程安全与发电等兴利要 求有矛盾时，应首先服从枢纽工程安全。

15.5.2.2 以发电为主的水电厂水库，要兼顾各综合利用部门对用水的需求。各综合利用部门用水要求

有矛盾时，应坚持保证重点、兼顾其他、充分协商、顾全整体利益的原则。

15.5.2.3 必须遵守设计所规定的综合利用任务，不得任意扩大或缩小供水任务、范围。15.5.3 凡并入电网运行的水电厂，在保证各时期控制水位的前提下，应充分发挥其在电网运行中的调

峰、调频和事故备用等作用。

15.5.4 水电厂年发电计划一般采用70%~75%的保证频率来水编制，同时选用其他典型频率来水计算发

电量，供电力电量平衡时参考。时段（日、月、季等）发电计划应在前期发电计划基础上，参照相应

时段水文气象预报及电网情况编制。遇特殊情况，应及时对计划进行修改。所编发电计划应及时报送

国调及其他有关部门。

15.5.5 有调节能力的水库，应根据设计确定的开发目标、参数及指标，绘制水库调度图。在实际运用

中，应采用设计水库调度图与水文预报相结合的方法进行调度。

15.5.5.1 根据库水位在水库调度图上的位置确定水库运用方式或发电方式，不得任意超计划及超规定 发电或用水。

15.5.5.2 有调节能力的水库，应充分利用水文气象预报，逐步修正和优化水库运行调度计划。调节能

力差的水库，应充分利用短期水文气象预报，在允许范围内采取提前预泻和拦蓄洪尾的措施。对于日

调节或无调节能力的水库，应更重视短期水文气象预报，制订日运行计划，尽量维持水库水位在较高 位置运行。

15.5.5.3 多年调节水库在蓄水正常情况下，年供水期末库水位应控制不低于年消落水位。只有遭遇大

于设计保证率的枯水年时，才允许动用多年调节库容；在遭遇大于设计保证率的枯水段时，才允许降 至死水位。

15.5.5.4 水电站水库调度运行中，除特殊情况外，最低运行水位不得低于死水位。15.5.6 应积极采取措施为节水增发电量创造条件，如加强水库及枢纽工程管理，合理安排水库运用方

式，及时排漂清污，开展尾水清渣工作；合理安排机组检修，优化机组的开机方式和负荷分配，尽量

减少机组空载损耗等。

15.5.7 电网应根据水电厂的特性，结合水文情况及负荷预计成果，合理安排运行方式。当水库弃水或

将要弃水时，提高水电发电负荷率，多发水电，节约燃料资源。15.5.8 梯级水库群的调度运行，要以梯级综合利用效益最佳为准则，根据各水库所处位置和特性，制 定梯级水库群的调度规则和调度图。实施中应正确掌握各水库蓄放水次序，协调各水库的运行。

15.6 水库调度管理

15.6.1 水电厂应编制水库调度规程，并不断修改完善。

15.6.2 水电厂应在五月底前将已批准的洪水调度计划报国调备案。制订的、供水期和月度水库运

用计划应分别在上年十一月底前、蓄水期末和上月二十日前报国调。15.6.3 加强水情自动测报系统和水调自动化系统的管理，制订相应的运行管理细则，保证系统长期可 靠运行。

15.6.4 按照有关规定做好水库调度值班工作和水库调度运用技术档案管理工作。

15.6.5 为了及时了解和掌握水电厂调度运行情况，需要将如下一些情况及时报送国调：

15.6.5.1 在溢洪期间，及时汇报溢洪道闸门启闭、调整情况，弃水开启闸门孔数、开度、泄流量和机

组发电状况、发电流量等。

15.6.5.2 防汛值班期间，遭遇重大汛情，危及电力设施安全时。

15.6.5.3 对于洪水频率小于等于5％和对电网及水电厂造成重大影响的洪水调度情况。15.6.6 水电厂在每月1日、11日和21日向国调上报水库运行旬报。15.6.7 实行水库调度月度汇报制度，按照国调颁发的《水库调度汇报制度》中具体条款执行。15.6.8 各水电厂应在每年10月底前逐级向国调上报本防汛和大坝安全工作总结，并在每年1月底

以前报送上水库调度工作总结。

15.6.9 新建水电厂在首台机组并网前一个月，应向国调及其他有关调度部门提交水库调度基本资料和

初期蓄水方案。

第十六章 电力市场运营调度管理

16.1 国调中心负责根据联络线送受电计划编制下达月、日电力电量送受计划。互联电网内的网调

和独立省调在各自的范围内行使调度职能，按照国调下达的电力电量送受计划控制联络线潮流和系统

频率，应保证送受电力控制在规定的偏差范围内且电网频率控制在规定范围内。

16.2 国调中心负责确定互联电网的控制方案和考核办法。互联电网考核结算依据是国调正式下达的日

计划曲线（包括修改后的日电力电量计划曲线）。

16.3 跨大区互联电网按TBC方式控制联络线潮流和系统频率。区域控制误差ACE为：ACE =ΔP ＋b*Δf。国调中心负责确定互联电网的负荷频率响应特性b值，并于每年2月底前根据上年的实际情况进行调 整。

16.4 联络线送受电量由国家电力公司电能量自动计费系统进行计算，并按国家电力公司有关规定结算。

16.5 月度联络线实际交换电力电量和考核结果，为互联电网内的网调和独立省调每月的电费结算依据。国调应于次月第5个工作日前将月度电力电量结算考核结果以电子表格的形式提供给双方确认；如认

为有误，应在收到此表格后的3个工作日内提出，逾期即认为无误。最终电力电量结算考核单于每月10 个工作日前，由国调中心传真给双方。

16.6 国调中心负责组织实施跨大区互联电网内网公司和独立省公司间的计划外临时电量交易。

第十七章 电网运行情况汇报 17.1 电力生产、运行情况汇报规定 17.1.1 每日7时以前，各网调、独立省调须将本网当日电力生产日报通过日报传输系统传送至国调，如日报传输系统故障传送不成功，应于8时前通过电话报国调。如当日数据未按时报送或报送数据有错

误，则本日数据完整率为零。

17.1.2 旬报的统计报送情况，正常应以次旬第一日的16时为准，如遇节假日，可顺延至第一个工作日 的16时。

17.1.3 电力生产运行月度简报的统计报送情况，正常应以每月第三日的12时为准，如遇节假日，可顺

延第三个工作日的12时。

17.1.4 电力生产月度计划的统计报送情况，正常应以每月最后一日的12时为准，如遇节假日，应提前

至每月最后一个工作日的12时。

17.1.5 每日8时以前，各网调、独立省调须将电网运行异常情况（事故停电、拉闸限电；主要线路故

障或超稳定限额运行、重要机组和220kV及以上重要主变压器故障；频率异常、主网电压超过设备运行

极限值；主要水电厂弃水情况等）、电网运行情况（330千伏及以上网架线路、220千伏跨省联络线启

停情况等）和重大新设备投产（330kV及以上设备、300MW及以上机组）情况报国调值班调度员。

17.2 重大事件汇报规定

17.2.1 在电网发生重大事件时，有关网调、独立省调应立即了解情况，并在事件发生后4小时内向国

调值班调度员汇报，跨省电网省网发生重大事件，省调要及时向网调汇报。17.2.2 重大事件分类：

17.2.2.1 电网事故：电网主网解列、电网振荡、大面积停电事故，由于电网事故造成网内重要用户停、限电，造成较大社会影响等。

17.2.2.2 厂站事故：电网内主要发电厂和220千伏及以上变电站单母线全停和全站停电、核电站事故、水电站垮坝事故、220kV及以上主要设备损坏。

17.2.2.3 人身伤亡：网内各单位在管辖范围内发生的重大人身伤亡事故。

17.2.2.4 自然灾害：水灾、火灾、风灾、地震、冰冻及外力破坏等对电力生产造成重大影响。17.2.2.5 调度纪律：调度系统违反《电力法》、《电网调度管理条例》等法律法规和规程规定的重大 事件。

17.2.2.6 经确认因调度局（所）人员责任打破安全记录。17.2.3 重大事件汇报的主要内容（必要时应附图说明）： 17.2.3.1 事件发生的时间、地点、背景情况；

17.2.3.2 事件经过、保护及安全自动装置动作情况； 17.2.3.3 重要设备损坏情况、对重要用户的影响； 17.2.3.4 电网恢复情况等。

17.2.4 在电网发生故障或受自然灾害影响，恢复电网正常方式需较长时间时，有关网调、省调应指派

专人随时向国调值班调度员汇报恢复情况。17.3 其它有关电网调度运行工作汇报规定

17.3.1 各网、省调在实行新调度规程时，及时将新调度规程报国调备案。17.3.2 发生电网事故的网、省调应在事故后5个工作日内由调度部门将事故情况书面报告传真至国调

中心调度室，并在事故分析会后向国调报送事故分析报告。17.3.3 每年1月底前，各网省调向国调报送 17.3.3.1 调度科上一工作总结；

17.3.3.2 上一调度人员（含地调）误操作情况（责任单位、发生时间、事件过程、后果、对有关

人员处理和防范措施等）；

17.3.3.3 报送调度科（处）人员名单及联系电话。

2.电网调度管理条例 篇二

关键词：县级电网,调度,运行管理

在现代生产生活中, 电力成了必不可少的必需品, 因此加强电网调度运行管理成了各级电网调度机构的重中之重。电网调度包括电力生产、输送、分配、使用等环节, 可见电网调度运行管理是一项系统的工作, 需要重视对上述各个环节的综合管理。

1 县级电网调度概述

电网调度机构是电网运行的组织、指挥、指导和协调机构, 调度机构既是生产运行单位, 又是电网管理部门的职能机构, 代表本级电网管理部门在电网运行中行使调度权。在我国, 县级电网调度机构居于最低层级, 服从省辖市级 (州级) 电网调度机构的调度。县级电网调度的职责和目标主要体现在:

首先, 确保本县电网的安全稳定运行。电网调度的最根本职责之一, 就是保证电网运行的安全稳定, 这是电力供应的客观规律决定的。县级电网调度必须保证电能质量的各项指标符合国家规定标准, 强化对电厂、用户的电压无功管理考核;采取有效的技术措施和组织措施, 减少停电时间、提高电能质量, 做好各项应急预案。

其次, 优化资源配置, 平衡供需矛盾。通过对运行电网的计算和分析, 提出电网规划的合理建议, 实现区域的优化调度;通过负荷预测的技术管理, 确保地区电网调度的供需平衡;通过合同或协议管理, 保护好发电、供用电各方利益。

再次, 完善电力调控技术支持系统。不断开发或引入地区电网调度管理软件, 适应电网调度的新形势和新要求。

最后, 按照电力市场调度营运规则, 保障电力市场营运秩序。

2 县级电网调度运行管理的现状

2.1 县级电网调度运行管理的基本情况

运行管理原则方面, 县级电网设备的运行操作根据调度管辖范围的划分, 实行统一调度, 分级管理。各级调度对其调度管辖范围内的设备发布调度指令, 并对其正确性负责。特殊情况下, 上级调度机构的值班调度员可对下级调度机构管辖的设备直接发布操作指令, 但事后应及时通知下级调度机构的值班调度员。下级调度机构的操作对上级调度机构所管辖设备运行或电网安全有影响时, 必须得到上级调度机构值班调度员许可后方可进行。上级调度机构的操作对下级调度管辖系统有影响时, 上级调度机构值班调度员应提前通知有关下级调度机构值班人员。厂站值班员接受上级调度机构值班调度员的调度指令, 并对执行调度指令的正确性负责。厂站值班员在接受调度指令时, 如认为该调度指令不正确, 应立即向发布该调度指令的值班调度员报告, 当发布该调度指令的值班调度员重复该指令时, 受令人必须迅速执行。如执行该指令确危及人身、设备安全时, 受令人应拒绝执行, 同时将拒绝执行的理由及改正指令内容的建议报告发令的值班调度员和本单位主管领导。厂站值班员在遇有危及人身、设备安全的紧急情况时, 可根据现场规程规定先行处理, 处理后应立即报告值班调度员。

操作模式方面, 根据调管范围的划分, 县级电网调度操作模式可分为直接操作、委托操作、配合操作、转令操作和许可操作。正常情况下, 各级调度对其调管范围内设备采用直接操作模式。同一厂站内的设备, 分属不同调度调管, 经相关方值班调度员协商后, 可采取委托操作方式将其中一方调管设备委托另一方值班调度员操作。线路两侧设备由不同调度调管, 且相关方调度在线路对侧厂站无调管权时, 应采用配合操作。间接调度设备的操作, 一般采用转令方式。调度许可操作适用于只涉及一个单位的操作。

操作指令方面, 调度操作指令分为综合令、单项令和逐项令, 逐项令中可包含综合令。值班调度员在发布调度操作指令前应先交待操作目的和任务。对于只涉及一个单位的操作才能使用综合令。可以下达综合令操作的设备有:变压器、母线、开关、低压电抗器、低压电容器、交流滤波器、串补、电压互感器、继电保护及安全自动装置。对于一个操作任务, 凡涉及两个及以上单位共同配合, 并按一定逻辑关系才能进行的操作, 应使用逐项令。

2.2 县级电网调度运行管理存在的问题

2.2.1 电网调度运行安全管理意识较弱

县级电力工作人员的电网调度运行安全管理意识普遍不强, 在电力调度自动化系统的维护和管理方面积极性不足, 部分工作人员对自动化系统的管理和维护能力欠缺。在这种背景下, 即使一些县级电力设备和系统先进, 也会存在管理和维护水平不高的现象, 这自然在很大程度上影响了县级电网调度运行的安全和稳定。

2.2.2 电网建设管理缺位

国家历来重视电网运行的安全和稳定, 因而在硬件中投入较大。然而在县级电网调度的运行管理中, 管理人员对建设设施的重要性认识不到位, 在电网工程建设各个阶段的监督管理都存在一些问题。例如, 建设工程设计和评估工作不到位, 导致项目达不到实际电网运行的高度;工程建设中, 质量监控不到位, 导致电网工程质量不达标等。这些问题的存在, 不仅增加了电网建设的成本, 而且也引发了建设进度和建设质量等方面的问题。

2.2.3 电网系统维护相对复杂

除了一些外力因素例如雷击、暴风、雨雪、冰雹等自然灾害会对电力设备造成不同程度破坏外, 还存在一些不法分子的认为破坏。县级电网调度过程中, 由于电力设备更新、供电线路更改等因素的影响, 电网系统的问题和故障都相对要复杂一些。当县级供电设备遇到故障时, 因供电系统的复杂性和供电设备数量的庞大, 故障原因很多, 技术人员对故障的判断难度也大, 给系统的修复带来了困难。

2.3 调度指令问题

县级电网调度过程中, 不同程度地存在调度指令不及时不准确现象。一些技术人员在处理电网系统故障时, 不能及时、正确地做出相关指令, 往往导致电力过载、供电不足甚至电力事故等问题。技术人员专业知识薄弱, 或者在处理供电系统故障时不够谨慎, 都可能导致对故障原因分析的错误, 从而做出错误的调度指令, 影响到县级电网的稳定性。

3 县级电网调度运行管理的对策建议

针对当前县级电网调度运行管理普遍存在的问题, 结合多年的县级电网调度运行管理经验, 简单提出一些建议对策。

3.1 强化电网调度的安全意识

县级供电局应统一思想、加强调度纪律, 提高工作人员对电网调度运行安全管理重要性的认识。通过宣传、教育和培训, 让工作人员意识到电网调度工作直接影响着地方经济的运行, 意识到国家和政府对电网安全稳定运行的重视程度, 意识到电网调度的现代化程度对电网调度运行安全管理的新要求。在此基础上, 尽可能避免人为的一切误调度、误操作事故以及不服从调度指令, 杜绝擅自投停运设备。通过强化工作人员的安全意识, 从思想上深化对电网调度运行管理的重要性的认识, 更好地保障县级电网调度运行的安全和稳定。

3.2 加强电网建设管理

电网建设工程涉及多个环节, 各级领导和管理人员要加强对施工前、施工过程和施工后各个阶段的检查、监督, 确保电网建设工程的质量、成本和进度等在电网运行要求范围内。电网设计方面, 要通过严格的评审程序, 避免设计环节就出现缺陷, 导致开工后无法调整;施工过程中, 电网运行单位要积极参与, 对工程中存在的问题及时提出整改意见;成本控制方面, 对整个电网工程进行合理的预算和结算, 确保工程成本控制在合理范围;进度控制方面, 确保工程质量的前提下, 重视工程效率, 避免工期延误导致成本的增加;标准化工作方面, 加强标准化工作建设, 提升服务质量, 重塑供电局良好形象。

3.3 加强电网运行的操作管理

针对县级电网系统维护相对复杂的特性, 应加强电网运行的操作管理, 以提高电网运行质量。首先, 健全相关制度, 严格执行电网调度管理规定。除了严格遵守《电业安全工作规程》、《电网调度管理条例》外, 各县应结合自身实际制定操作管理制度, 完善《电力调度管理规程及相关规定》, 同时督促工作人员切实贯彻和执行, 避免各项制度流于形式。其次, 加强计划检修管理。县级电网调度运行管理中, 可以推行一条龙检修方式, 实现检修计划一条龙管理, 严格检修各个环节的审批与管理, 避免随意非计划检修、不具备条件检修、未准备好配合工作检修等现象。

3.4 加强调度业务培训, 提升调度人员的业务素质

当今社会, 科学技术不断发展, 各种电力设备更新频率不断加快, 电网调度运行管理的现代化水平越来越高, 这无疑对县级电网调度人员的业务素质提出了更高的要求。为了更好地应对县级电网调度运行管理工作, 县供电局要加强对调度人员的业务培训, 让工作人员尽快掌握专业领域的新知识与新技能。业务培训要紧密围绕岗位工作实际, 突出调度人员的技能培训, 让调度人员熟悉电网的一次系统图、主要设备工作原理, 熟悉调度自动化系统, 熟悉电网各种运行方式和事故处理及岗位责任制;能正确下达倒闸操作命令, 能准确分析电网运行情况, 能及时准确判断各种事故。只有通过各种形式的培训学习, 才能让调度人员在指挥电网的运行和事故处理中做到准确无误。

总之, 随着科学技术的进步, 电网调度的现代化程度越来越高, 电网的安全稳定运行要求也越来越高。在县级电网调度运行管理工作中, 只有努力杜绝人为的误调度、误操作事故以及不服从调度指令, 才能真正确保县级电网的安全、优质和经济运行, 更好地满足社会对电力的需求。

参考文献

[1]李晨.县级电网调度运行问题探析[J].电子测试, 2015 (19) .

3.电网调度管理条例 篇三

摘要：现在我国的电网系统发展的速度越来越快，智能化和自动化已经成为了我国电网调度管理的主要方向，其有效地促进了电网的稳定和安全运行，本文立足于电网自动化调度系统，对采用自动化调度管理电网的重要意义进行了分析和介绍，并且对使系统稳定安全运行受到影响的因素进行了分析，最后有针对性地提出了加强电网自动化调度管理的有效对策，从而希望能够使电网的稳定安全运行得到切实的保障。

关键词：电网；自动化；调度管理

由于我国电力事业发展的越来越快，因此对电力系统安全运行具有越来越高的要求。作为保障电力系统安全的重要组成部分，电网调度管理在推动电力事业不断发展的进程中发挥了越来越重要的作用。对电网调度运行和操作进行协调、组织、指挥，从而使电网优质安全的运行得以确保，这是电网调度管理的主要任务，因此电网运行的现状在很大程度上受到了调度管理的影响。在我国电网技术不断发展的今天，我国的电网调度管理具有越来越高的自动化程度，并且在保障电力系统安全稳定方面发挥了越来越重要的作用。

一、电网自动化调度系统的重要意义

电网自动化调度系统的主要结构就是信息通道、RTU、控制中心以及主站系统等，以系统不同的功能为根据可以将系统划分为人机联系系统、信息处理系统、信息传输系统、信息执行系统以及信息采集系统等各种子系统。电网自动化调度系统主要包括 SCA-DA的系统终端设备、网络设备、服务器以及前置通讯机等[1]。

在实施电网自动化调度之前，我国电网系统的监管范围以及监控范围存在着较大的局限性，往往只是局限于发电厂及变电站的设备，其主要是监控和监管调度员所能看到的各种运行数据和围墙设备，而很少有能够有效的监管围墙之外的系统设备运行情况。在电网自动化调度实施之后，调度员就能够及时地了解整个电网系统的用电环节、输电环节、配电环节以及发电环节等各个环节的运行情况，这样就使得整个系统的工作效率得以有效增长。同时在自动化调度得到广泛应用之后，还可以利用开关和配变等设备自动的采集设备的实时数据，从而可以做好实时的监测设备的运行情况，并且利用远方控制开关的方式使得现场工作的危险性得以极大降低，并且提高了工作人员的工作的效率，保證了事故及时报警的实现，同时还能及时的打印、统计和记录各种事故信息，快速准确的对应电网的运行图和实际的地理位置，将在各个角落分布的各个设备的运行具体位置找出来，从而便于电网系统的及时维修，更加快速的排除故障。

二、系统安全稳定运行的主要影响因素

电网在具体的运行过程中会受到各种因素的影响，这些因素主要包括管理因素、环境因素、系统规范以及安全防护体系等。

2.1环境因素和系统规范

在变电所实现无人值班以及自动化的今天，电网自动化调度系统发挥了越来越重要的作用。目前电网自动化调度系统已经成为集合了电网保护、测量以及控制等各项功能的自动管理系统，然而由于各种原因的影响，导致现在仍然采用旧标准作为电网自动化调度系统的技术标准，因此造成现行的应用标准很难使电网调度系统的实际需要得到充分的满足，比如不安全的通道以及不完善的建设情况等，严重的影响到了系统的安全稳定运行[2]。

2.2管理因素的影响

在安装好系统设备之后，一些新的设备并没有经过验收环节就开始正式投入使用；一些调度人员并未进行上岗之前的培训工作就开始作业操作，因此这些调度人员就很难快速有效地处理各种异常情况，导致系统存在很多的安全隐患。

2.3安全防护体系

电网自动化系统在应用和连接方面主要是受到了计算机犯罪及物理层面等各种问题的影响。网络层面的安全是网络安全问题的主要表现形式，网上任何主机都可能会对联网计算机进行攻击，如果没有采取有效的网络安全方式，就可能会导致各种安全问题，比如黑客攻击、病毒攻击、公网攻击和威胁等。物理安全问题主要包括主机硬件方面以及物理线路方面的安全问题，比如自然灾害与盗用、硬件故障等。而系统的安全问题主要包括系统损害、未授权存取以及账号泄密等操作系统方面的各种问题。

三、基于电网自动化调度管理电网安全运行的有效对策

3.1建立健全系统安全防护体系

立足于电网自动化调度系统安全运行方面，必须要严格的以国家相关规定为根据，充分的考虑到实时性、安全性以及可靠性等各方面的问题，从而构建科学合理的电网调度系统安全保护措施，并且在具体的实践过程中对其进行不断的完善。首先，在系统网络的传输层面上，要想保证数据必要传输以及数据网络安全的实现，就必须要采用单向传输的方法进行信息传输，并且采取有效的安全隔离措施。其次，立足于专用网络的广域网以及局域网等层面，可以以不同的业务系统为根据选择多种网络安全技术、备份恢复、加密通信、身份认证以及安全访问控制等技术。最后，立足于电网系统和应用层面，要想使数据网络安全得以确保，就要选择软硬件冷热备份、操作系统与关键数据、安全应用系统等方法[3]。

3.2做好自动化装置安全防护的工作

自动化调度系统在运行的过程中很容易受到一些硬件故障以及自然灾害等各种问题的影响。立足于自然灾害方面，可以选择有效的方式使得自然灾害对系统的破坏程度得到很好的控制，这就要求建立较为完善的监控系统。通过局域网使监控系统连接其他的系统，这样就能够实现异地监控系统互联，从而确保监控系统在遇到各种问题的时候实现早发现以及早处理。在硬件故障方面，相关单位必须要将安全稳定的应急措施出来，这样才能够保证系统在发生硬件故障后及时的恢复正常运行，必须要妥善的保存和备份关键的数据。同时要及时地更新系统中的软件，特别是一些杀毒软件。总之，必须要将系统的维护工作做好，从而有效地避免系统中出现各种漏洞。要将监测攻击和告警的设备装配在关键的位置，从而能够使系统的安全防护能力得以提升，一旦遇到黑客攻击或者病毒攻击的情况，就需要马上采取有效的应对措施，在使现场安全得以确保的基础之上，尽可能的以最快的速度使系统恢复正常运行，防止出现事态扩大的情况[4]。

3.3对系统运行环境的规范控制进行强化

必须要严格地以相关系统设计依据为根据对高级软件、系统性能要求、网络通信要求、历史数据报表管理、支撑软件要求、系统结构配置、系统设计依据等进行规范，从而有效地避免出现各种不安全的因素。要严格地有无人值班的要求为根据改造和设计全部的变电所，并且保证系统四遥功能的实现。自动化调度设备还必须要具备防雷击防过压的措施以及安全可靠的接地系统，要对其接地电阻进行及时的检测，确保接地电阻符合相关的规定，同时还要对相关的消防设备进行有效的配备。

四、结语

在我国电力技术快速发展的今天，在电网系统中广泛地应用到了自动化调度系统。自动化调度系统的应用除了使现场操作得以减少之外，同时还使工作人员的劳动强度得以减轻，最为关键的是其能够对城市各个角落的电网信息进行有效的采集，从而使系统的监控范围不断扩大。总之，要想使自动化调度的作用充分的发挥出来，就必须要将安全防护体系构建好，并且不断地规范其运行管理，最终确保电网实现安全稳定运行。

参考文献：

[1]郭伟.浅析电网调度管理一体化[J].云南电力技术.2012（03）

[2]吕菊平.浅析电网调度管理和自动化系统安全防护[J].机电信息.2011（36）

[3]胡睿.电网调度管理和自动化系统的安全防护[J].科技资讯.2011（20）

4.云南电网调度管理规程复习题 篇四

1.云南电网遵循“、”的原则，任何单位和个人不得非法干预电力调度工作。

A、统一调度、分级管理； B、统一调度、自行管理； C、统一调度、统一管理；

2.下级调度机构

服从上级调度机构的调度。发电厂、变电站的运行值班单位，服从相应调度机构的调度。

A、必须、必须； B、可以、可以； C、应该、应该；

3.云南电网内调度机构分为三级，从上到下依次为：省级调度机构(简称“省调”或“中调”)、地区调度机构(简称“地调”)、县（市）级调度机构(简称“县调”)。云南省调属于中国南方电网四级调度机构的，上级调度机构为

（简称“总调”）A、第三级，中国南方电网调度通信中心； B、第二级，中国南方电网电力调度通信中心； C、第二级，中国南方电网调度通信中心；

4.调度管理实行调度权与设备所有权、经营权相分离，按有利于电网、有利于电网

、有利于电网调度管理的原则划分调度管辖范围。

A、经营效益提高、规模扩大； B、安全经济运行、规模扩大； C、安全经济运行、运行指挥；

5.继电保护、安全自动装置、通信及自动化设备的调度管辖范围划分，原则上与

的调度管辖范围一致。

A、电网、厂站设备；B、电网二次设备；C、电网一次设备

6.厂、站内除相关调度机构管辖以外的设备由厂、站管辖，一般为，站用电系统，监控系统，水工和热工等辅助系统。

A、厂用电系统、直流系统；B、排水系统、气系统；C、主机设备、闸门系统； 7.省调调度许可设备是指地调或发电厂管辖但 的改变须经省调同意的设备。

A、运行方式； B、设备运行方式；

C、运行状态；

8.“可接令人”在值班期间受值班调度员的调度指挥，接受值班调度员的调度指令，并对调度指令

的正确性负责 A、接受； B、传达； C、执行；

9.各级调度机构管辖范围内的“可接令人”的 由本单位负责，受令资格的培训及考核由相应调度机构负责；厂站具有受令资格的运行值班人员变动，须在变动前

相应调度机构。

A、资格、电话；B、岗位技能培训、书面报告；C、岗位技能培训、告知；

10.省调调度管辖范围的“可接令人”为下列人员：1.地调调度员。2.发电厂值长、电气班长（火电厂单元长）及同等岗位职责的。3.变电站、集控站站长、技术负责人、值班长。4.新设备投产联系人 A、值班负责人；B、技术负责人；C、部门领导；

11.未经值班调度员下令或许可，任何单位和个人不得 改变调度管辖范围内的设备状态。对危及人身和设备安全的情况，现场人员可先按有关规定处理，处理后应 向值班调度员汇报。A、进行、进行； B、擅自、立即； C、马上、立即；

12.在发布、接受调度指令时，双方 严格执行报名、复诵、记录、录音和回令制度，使用标准调度术语，设备应冠以电压等级和双重命名（设备名称和编号）。受令人在接受调度指令时，必须 方可执行，执行完毕后立即回令。

A、必须、检查；B、要求、检查无误；C、必须、复诵无误；

13.调度系统值班人员在接受调度指令时，如认为该调度指令不正确，应立即向发布该调度指令的值班调度员报告，当值班调度员确认并重复该指令时，受令人。如执行该指令确将危及人身、电网或设备安全时，受令人应，同时将拒绝执行的理由及修改建议上报给下达调度指令的值班调度员，并向本单位主管领导汇报。A、拒绝执行、拒绝执行； B、应当执行、拒绝执行； C、必须执行、拒绝执行；

14.，上级调度机构值班调度员可以越级向下级调度机构调度对象运行值班人员下达调度指令，运行值班人员应当执行，执行后迅速报告调管该设备的调度机构值班调度。

A、必要时； B、一般情况； C、进行操作时；

15.调度机构管辖范围内的设备发生异常或故障时，厂站运行值班人员应立即向相应调度机构值班调度员汇报情况，并对汇报情况的 负责，值班调度员应正确处理、作好记录。

A、正确性； B、及时性； C、正确性、及时性

16.重大事件应按规定 上报。

A、程序； B、时间； C、逐级；

17.一个运行单位同时接到多级调度机构的调度指令而不能同时执行时，应及时汇报其中的 调度机构值班调度员协调处理。A、最近一级；B、最低一级；C、最高一级

18.运行单位原则上应保证在任何时间都有“ ”在主控室（集控室）内。A、负责人； B、可接令人；C、可执行人

19.下列行为为严重违反调度纪律行为，请选出不是的是。

A.不执行或拖延执行调度指令。

B.得到调度机构值班负责人允许，改变调度管辖设备的状态、参数、控制模式行为的。

C.不如实反映现场情况，有意隐瞒或虚报事实。

D.未经调度许可，擅自在调度机构调度管辖或许可设备上进行工作。

20.下列行为为严重违反调度纪律行为，请选出不是的是。

A.经调度下令，改变发电厂有功、无功出力。

B.继电保护、安全自动装置动作情况汇报不及时或汇报错误，延误事故处理。

C.未经调度许可，在运行中的电力通信、调度自动化设备上开展工作并造成后果。

D.性质恶劣的其他行为。

21.设备检修的工期与周期应符合发、输、变电设备检修的相关规定，遵循“ ”的原则 A、计划及状态检修结合；

B、一次设备与二次设备配合检修； C、应修必修、修必修好

22.设备检修分为

检修和

检修两类。

A、计划、非计划； B、临时、计划； C、临时、非计划；

23.设备检修计划分为 检修计划和 检修计划。、月度检修计划中应包括需要运行设备改变状态或对电网运行有其他要求的设备检修、技改、试验、配合停电等工作

A、、季度；

B、季度、月度； C、、月度

24.省调管辖和许可设备的检修申请要求至少在开工前 个工作日上报检修申请单，省调应在开工前1 个工作日17:00 以前批复申请。A、1；

B、2； C、3；

25.遇设备突发异常或故障，需进行紧急处理或抢修的，可先根据现场规程处理，并向管辖该设备的调度机构值班调度员提出，是否补办书面申请由调度机构根据电网安全需要及现场处理的实际情况决定 A、检修要求； B、书面申请； C、口头申请；

26.已开工的设备检修工作，若因故不能按期完工，必须提前向调度机构办理延期申请，原则上应在设备检修申请工期未过半以前提出延期申请。检修申请延期时间不超过原批准结束日期当天24:00 的，由该检修申请停复电联系人提前向值班调度员办理延期手续。检修申请延期时间超过原批准结束日的，由该检修申请填报单位提前按原申请申报流程提出申请，由调度机构方式部门决定是否同意延期。在工期过半后才申请延期的，按 统计。A、非计划检修； B、计划检修； C、临时检修；

27.凡列入调度管辖范围的设备，其铭牌参数、接线 必须提前征得相应调度机构同意，并报相应调度机构备案。

A、减少；拆除 B、增大；拆除 C、改变；变更

28.发电机励磁调节器、电力系统稳定器(PSS)和一次调频的投入、退出应得到相应调度机构的批准，电力系统稳定器(PSS)和一次调频投退信号应传送至相应调度机构。上述装置异常或故障，值班运行人员 A、立即汇报中调，按调度命令执行； B、可将其退出，通知专业人员处理；

C、可先按现场运行规程将其退出，再向值班调度员汇报。

29.并入云南电网的机组均应具备 功能，其性能指标与参数应满足有关规定的要求并投入运行

A、机组进相； B、一次调频； C、机组调相

30.继电保护装置是保证电网安全稳定运行和保护电气设备的主要装置。继电保护装置包括各保护装置、保护通道接口、数据交换接口、故障录波装置及保护信息管理系统等设备及。

A、安全自动装置；B、功角测量装置；C、二次回路

31.厂（站）继电保护专业工作人员职责：对现场进行工作的 负责，根据现场二次回路工作内容提出检修申请，申请中明确保护功能投退、调整要求及影响范围

A、正确性；B、必要性；C、安全性

32.厂（站）运行人员职责：对现场继电保护操作处理的正确性负责，按现场二次回路工作内容填写操作票，对现场操作中的继电保护问题 进行处理。A、按现场运行规程；B、调度命令；C、询问专业人员后

33.现场进行继电保护工作，必须按规定办理检修申请、现场工作票及二次措施单等。现场工作必须得到 许可方能进行保护投退、切换等具体操作。A、调度员； B、运行值班负责人； C、中调方式科人员

34.保护功能和保护通道的投退、切换操作，值班调度员只负责提出保护功能、保护通道投退或切换的功能要求，具体操作由现场人员按现场运行规程执行，并对其操作的 负责。

A、正确性； B、及时性； C、完整性

35.500kV 设备不允许 运行。

A、无主保护；

B、无保护； C、无瓦斯保护

36.一次设备停电后，除调度员明确下令操作的继电保护外（如失灵保护、联跳保护、远跳保护），若继电保护装置或二次回路上没有工作，则继电保护装置。

A、退出运行并断开电源； B、必须退出运行； C、可不退出运行

37.调度机构管辖设备有关保护的投入、退出、检验、定值更改等操作，须经调度机构 同意，并严格按现场运行规程执行。A、继电保护科人员；B、调度机构值班员；C、值班调度员

38.断路器充电保护按调度指令投退，仅用于对母线、线路充电时使用，正常运行时。

A、退出； B、投运； C、按调度指令执行；

39.对于 接线的母线，当母差保护全停时，该母线应停运。

A、单桥； B、双母线；

C、3/2 断路器；

40.双母线接线方式，母差保护 时，一般不对该母线进行倒闸操作，除非必要并且经方式核算。

A、单套投运；B、全部退出；C、单套退运；

41.继电保护装置出现的异常、缺陷，厂、站运行值班人员应汇报，并通知专业人员及时进行处理。

A、厂领导； B、运行值班负责人； C、值班调度员

42.发生事故时，现场运行值班人员应先记录好继电保护装置的全部动作信号后方可复归，并将继电保护装置动作情况、故障测距结果及时汇报值班调度员。有人值班变电站在装置动作（无人值班变电站，在运行值班人员到达现场后）

小时内，将保护动作信号、各保护的打印报告、故障录波、事件记录等传真至调度机构继电保护部门。A、3；

B、2； C、1；

43.110kV 及以上系统保护发生不正确动作，应在2 小时内向省调进行专业对口汇报，并立即将保护装置动作情况、动作报告及故障录波报告报省调继电保护科。对保护不正确动作情况在事故原因查明后 个工作日内上报保护装置动作原因分析报告。

A、1；

B、2； C、3；

44.非电气量保护，由运行单位负责管理，厂站运行值班人员根据现场运行规程规定操作，但 保护投退须征得设备管辖值班调度员的许可。A、压力释放； B、高压套管压力低； C、重瓦斯；

45.继电保护及安全自动装置定值通知单应包括设备名称、装置型号、断路器编号、电流、电压互感器变比、定值更改原因，还需注明定值项编号、名称、符号，并备注清楚。明确装置功能要求，但不明确到装置连接片等具体屏柜上操作元件。

A、注意事项； B、执行要求；

C、执行要求和注意事项；

46.省调整定范围内继电保护及安全自动装置通知单须经省调值班调度员与现场值班员核对无误后方可执行，并严格遵守通知单执行情况 制度。A、报告；B、回执；C、反馈

47.在调度自动化设备（含自动化通道）上的维护或检修工作，应向相应调度机构提出申请,并在申请中明确对调度自动化数据的影响程度及范围，由相应调度机构 批准。

A、继电保护科人员；B、自动化部门；C、调度机构值班员

48.自动化设备维护或检修工作开始前,现场工作人员必须采取措施,防止与现场一次设备实际运行值不一致的错误数据上传到相应调度机构自动化系统，防止因厂站自动化设备原因导致的误调、误控等。同时必须电话征得相关调度机构 同意后，方可开始工作。自动化设备维护或检修工作结束时，现场工作人员必须与相应调度机构自动化值班人员确认所涉及的自动化数据或设备已恢复正常。

A、方式科；B、调度值班负责人；C、自动化值班人员

49.自动发电控制是电网调度自动化系统的一个组成部分，是保证电网安全经济运行、调频、调峰及区域间电力控制的重要措施之一。AGC 的性能由省调进行 和考核。

A、技术监督； B、监督； C、评定；

50.并入云南电网运行单机容量在200MW 及以上的火电机组，单机容量在40MW 及以上的水电机组或全厂装机容量50MW 及以上水电厂，至少具有日调节能力的水电厂应具有 功能。火电机组应具备机炉协调控制系统，水电机组应具备完善、稳定、可靠的自动启停和综合控制系统。有多台机组的水电厂应具备全厂协调、集中控制的计算机监控系统。A、进相； B、AGC； C、一次调频；

51.具备AGC 功能的电厂，必须保证AGC 功能的正常可用。AGC 功能的投、退应按 执行。

A、机组运行工况；B、调度指令；C、值班负责人指令

52.并网运行的AGC 机组，未经调度机构同意，修改AGC 机组功能及参数。调度机构同意修改的AGC 机组功能及参数，调度机构将视情况确定是否重新安排联调试验。

A、禁止； B、可以 ；

C、不得；

53.云南电力通信网应满足电力业务的需求，通信网的资源调配和运行管理实行、支线服从干线的原则。A、上级服从下级、局部服从整体； B、下级服从上级、整体服从局部； C、下级服从上级、局部服从整体；

54.电力通信系统检修工作是指凡在运行中的通信设备、设施上进行作业或需要

工作。A、相关回路上的；B、改变其参数设置的；C、改变其运行状态的；

55.省调直调500kV、220kV 线路的线路保护纵联方向、纵联距离、纵联零序以及安全自动装置的通信通道宜采用光通信自愈环方式。纵联差动保护应采用两路不同传输路由的 通信通道传输方式，禁止采用自愈环方式。A、2M ；

B、3M； C、1M；

56.操作接令人汇报调度机构值班调度员的操作结果必须是经过检查核实后的，如断路器、隔离开关、接地开关、二次设备等的，负荷、电流、电压、保护切换回路等的实际情况。

A、设备状态、实际状态；B、状态、状态；C、计算机监控状态、状态；

57.调度机构值班调度员发布的操作指令（或预发操作任务）一律由具备“可接受调度指令”资格的人员，其他人员不得，值班调度员也不可将操作指令（或预发操作任务）下达给其他人员。A、操作、操作；B、接令、接令；C、执行、执行；

58.除、重要操作或事故外，倒闸操作应避免在雷雨、大风等恶劣天气、交接班时进行，必要时应推迟交接班。A、中调要求； B一般情况； C、紧急情况；

59.在任何情况下，“约时”停送电、“约时”装拆接地线、“约时”开工检修。

A、允许； B、严禁； C、可以；

60.断路器分闸后，应检查三相电流是否为零，并。

A、检查电压是否为零； B、汇报中调； C、现场核实；

61.使用隔离开关进行母线倒闸操作，拉、合同电压等级经断路器或隔离开关闭合的站内环流（拉、合前先将环路内断路器操作电源切除）。A、允许； B、禁止 C、可以；

62.变压器在停（送）电，变压器中性点必须接地，并投入该变压器中性点接地保护，待操作完后再根据规定改变中性点接地方式。A、操作时； B、操作中； C、之前；

63.变压器投入运行时，应选择励磁涌流影响较小的一侧送电。一般应先合上

（或高压侧）断路器，再合上（或低压侧）断路器，停运时相反； 500kV 联络变压器，必要时也可先从220kV 侧停（送）电，在500kV 侧合（解）环或并（解）列。

A、电源侧、母线侧；B、负荷侧、电源侧；C、电源侧、负荷侧；

64.新装变压器投入运行时，应以额定电压冲击 次，并进行 ；变压器空载运行时，应防止空载电压超过允许值。A、5、试验；

B、5、核相；

C、3、试验；

65.参加AGC 运行的机组异常或AGC 功能不能正常运行时，发电厂值班人员可不待 将机组由调度机构控制模式切至就地控制模式，并立即汇报值班调度员。有关单位须及时对异常情况进行处理，处理完毕立即汇报。A、设备发信； B、调度许可； C、调度指令；

66.发生断路器跳闸的单位，运行值班人员须在跳闸后 分钟内向调度机构值班调度员汇报事故发生的时间、跳闸设备和天气情况等事故概况，跳闸

分钟内，应将一次设备检查情况、继电保护及安全自动装置动作情况等内容汇报值班调度。

A、3、30； B、2、15； C、3、15；

67.凡线路有带电作业，无论是否停用重合闸，跳闸后均 立即强送电。A、短时； B、不得； C、可以

68.线路保护与该线路高抗保护同时动作时，立即强送电。A、短时；

B、不得； C、可以

69.线路跳闸后强送不成功，条件允许时，可用 对线路进行零起升压，若零起升压失败，值班调度员将线路转检修后，应立即通知有关单位事故抢修。A外接电源； B、发电机组； C线路对侧；

70.当线路跳闸后强送不成功，对继电保护动作有疑问，且现场反映无明显故障现象时，经领导批准，可 该保护，再强送一次。A、试验 B、检查 C、退出； B、71.线路并联电抗器（高抗）保护动作跳闸时，在未查明原因并消除故障前，对高抗送电。

A、短时； B、不得； C、可以

72.当系统发生振荡时，各发电厂及装有调相机的变电站，应不待调度指令立即充分利用发电机、调相机的过载能力增加，提高电压至最大允许值，直至设备达到过载承受极限为止。A、机组频率；B、有功负荷；C、励磁；

73.当系统发生振荡时，频率 的发电厂，应充分利用备用容量（包括启动备用水轮机组）和事故过负荷能力提高频率、电压直至消除振荡或恢复到正常频率为止。必要时值班调度员可下令切除部分用电负荷。A异常； B、降低； C、升高；

74.当系统发生振荡时，频率 的发电厂，迅速降低发电机出力，提高电压，使其频率降低至与受端系统频率接近；同时注意保证厂用电系统的正常运行。

A异常； B、降低； C、升高；

75.当系统发生振荡时，任意将发电机或调相机解列。若发电机失磁应立即降低有功出力，并恢复发电机励磁，否则将失磁机组解列。A、短时； B、不得； C、可以

76.除经过试验并批准允许无励磁运行的机组外，发电机失去励磁后应立即解列。允许无励磁运行的发电机，失磁运行不得超过 分钟。A、30； B、60； C、10；

77.变压器的差动和瓦斯保护同时动作跳闸时，未查明原因并消除故障前

强行送电。

A、不得； B、短时；

C、可以 78.变压器的差动或瓦斯保护其中之一动作时，在检查变压器外部无明显故障，检查瓦斯气体和故障录波装置动作情况，判明变压器内部无明显故障时，经设备运行维护单位主管领导同意后可强送电一次，有条件时也可进行。

A、主变直接充电试验； B、升流试验；

C、零起升压；

79.发电厂、变电站值班人员发现运行中的断路器非全相运行时：若两相断开应立即 该断路器；若单相断开应立即 该断路器，当合闸仍不能恢复全相运行时，应立即断开该断路器，操作后马上汇报值班调度员。A、合上、合上； B、断开、合上；

C、合上、断开；

80.断路器操作过程或设备事故跳闸后造成断路器非全相运行，现场运行值班人员确认后应立即手动 断路器，再汇报值班调度员。A、操作； B合上； C、断开；

81.厂、站与调度机构通讯联系中断时，发电厂应维持通讯联系中断前运行状况。可能保持 不变，有关规定允许自行处理的异常或事故除外。A、电气接线方式、运行方式；B、电气接线方式； C、运行方式；

82.厂、站与调度机构通讯联系中断时，一切已批准但未执行的检修计划及操作应暂停执行。调度指令已下发，正在进行的操作应，待通讯联系恢复后再确认是否继续操作。

A、继续执行； B、暂停； C、取消；

83.一次设备检修状态指连接设备的各侧均有明显的断开点或可判断的断开点，需要检修的设备 的状态

A、已停运； B、已隔离； C、已接地

5.电网调度管理条例 篇五

前言：随着我国国民经济持续增长,电网建设规模不断扩大,同时电力工业管理体制改革也不断深化,中国电网调度必须通过技术进步适应电力体制改革和全国联网的需要。中国电网调度系统近期的总体奋斗目标是实现主干通道光纤化、数据传输网络化、调度决策智能化、运行指标国际化和专业管理现代化,提高“公平、公正、公开”调度的水平,确保电网安全稳定运行,保障电力市场的规范、有序运营和用户可靠供电;达到建立全国互联电网运行控制的分层分区模式,合理划分控制区域,统一协调和保证全国互联电网的安全运行目标,实现全国范围内的电力资源优化配置。

关键词：电网调度；运行管理系统；智能化

1.当前我国电网的状况

随着“十一五”、“十二五”的规划，国家电网的一、二次设备逐日增加，对电网的稳定安全可靠运行有了更高的要求。目前我国电网按照统一调度、分级管理的工作原则进行电网调度运行管理，统一调度与分级管理相互作用相互影响相互制约。

现阶段，我国的电网网络结构呈现出越发复杂的状态，这是由于电网的容量在逐年扩大，投入的设备数量也在逐年增多，再加上对老旧设备的不断改造和极大程度的修整，电网的设备都在定期进行维修，对于一些没办法在使用的电网需要进行项目新建，在这个过程中需要停送电，对发电机解列、并网等操作改变系统的运行方式；我国的调动自动化已经逐步取代了常规的监视仪表，在电网中得到了普遍

地运用，尽管如此，我国的变电站在调度自动化方面仍然存在着一定的问题。

2.当前电网调度管理运行中存在的问题

2.1调度工作制度不够完善

随着科学技术的飞速发展，电网调度已经实现了自动化，由于现在有些电力企业对于调度自动化系统的投入与使用还缺乏一定的实际管理经验，对此并没有制定出一套完善的管理制度，造成调度工作无制度可依据，这在某种程度上会直接影响到调度系统的安全和稳定运行。

2.2缺乏专业的技术人才

电网调度系统虽然实现了自动化，但是关键的操作还得靠人来操 作完成，过硬的技术水平和丰富的理论知识对于电网调度的安全运行起着重要的作用，然而目前很大一部分电力系统缺乏这样的技术能力强素质高的调度人员，使得系统的运行维护明显滞后，难以有效保障系统运行的安全性和可靠性，影响工作效率。

2.3调度员失误造成延误送电或误送电

电网调度工作要求调度员要树立安全意识，但是有些调度员由于缺乏安全意识，责任心不强，习惯主观判断，对系统运行状况不清楚，也没有对现场进行核对，匆匆忙忙就进行操作，从而导致误下命令，造成误送电或者延误对重要用户的送电，严重的可能会引发事故。

2.4对设备检修维护不及时

依据相关导则，发电机组检修按检修规模和停用时间分为4个等

级，以取代原有的大修、小修和临修等概念但由于管理人员的懈怠，未及时申请检修的现象仍时有发生，这就导致设备存在潜在风险，一旦遇到严重的自然灾害(水灾、雪灾等)，问题将会暴露，致使电网受到严重损坏，从而影响全国电网的稳定运行。

针对目前存在的问题，电网工作人员应给予高度的重视，保证电网安全、稳定、经济运行，保证电网安全运行的条件下最大限度的提高调度部门的工作效率，使调度运行管理标准化、规范化、科学化、智能化。

3.电网调度运行管理措施

（1）建设健全的管理制度，实施调度安全管理坚持确保人身安全、电网安全、设备安全，保证电网的安全可靠运行；

（2）培养一批专业的电力工作者，维护设备安全。专门针对调度的缺陷进行管理维护，在设备运行过程中及时发现并清除设备缺陷，能有效的避免事故的发生；

（3）规范调度运行管理工作，及时、准确掌握调度运行信息、深化运行分析，有计划安排运行方式及检修工作；

（4）制定相应的调度计划管理，按照计划对各事项作好记录；

（5）深化电能质量管理，电能适量的好与坏影响着整个电网的运行。

4.电网调度运行的发展趋势

中国的电网设置将向着跨区域化、超远距离化发展，这就对于电网的调度提出了新的要求。并且，在电流容量、时效性、统一性、综

合性方面提出了新的要求。同时，随着电网规模的不断扩大，电网的调度也会越来越复杂，电网安全运行的数据也会越来越多，稳定性方面提出了更高的要求，传统的电网调度自动化系统已经不能满足新时代电网高速发展和安全运行的要求了。新时代的电网的调度自动化系统会是一种综合性的处理系统。它的数据分析、处理、承载量更大，同时对于电网故障的处理和分析也越来越快速，是一种综合性的大系统。综合以上信息电网调度自动化技术在以下几个方面会有巨大的发展前景：

4.1 数字化

随着网络技术的不断发展，信息化也在高速发展着，数字化技术的发展进程也在不断加快。电网调度自动化系统技术在数字化方面发展具有十分广阔的前景，尤其是在对于电网运行数据的收集、处理方面具有极大的发展空间。数字化的应用可以使电网调度所产生的数据规范化和层次化，使数据向着可视化和信息化发展，进一步实现智能调度，使其具有稳定、安全的运行环境。

4.2 市场化

随着各行各业的生产生活对于电力需求的不断加大，电网也越来越复杂，传递的信息也越来越巨大，已经在很大程度上接近于饱和状态，另外电网的调度信息一般处于保密状态，随着发电厂和电网调度部门的分区划管理，在安全性和经济性方面，电网的调度也受到影响，市场机制如果不合理，很可能会对电网调度产生影响。因此，未来的电网调度必须与市场联系在一起，进行合理的市场化管理。可以预见，在趋向于市场化发展的情况下，电网调度自动化系统也会进一步完善，充分与市场接轨，在市场化的前提下会迸发出巨大的能量。

4.3复合智能化

传统的人工电网调度必然会被智能化调度所取代，虽然现在的电网调度自动化系统在一定程度上实现了智能化，解放了人力，但受制于当前智能化研究水平低因素的影响，电网调度自动化系统的智能化水平相对较低，一部分的电网调度工作还需要人工的进行操作。可以说，受制于当前的智能化水平，电网调度自动化系统技术的发展也受到影响。但是，随着我国综合国力的不断提高，尤其是科技领域取得了突飞猛进的发展，智能化技术的发展也取得了显著地成效，这对于电网调度自动化系统技术的发展可以说影响深远，不论是在电网调度的数据收集、处理和电网运营状况的监测和处理方面，都会有巨大的提高。可以预见，伴随着智能化技术的不断发展，电网调度自动化系统也会随之发展，这是一种必然的结果。智能化电网调度技术的发展是电网调度自动化系统的一种必然趋势。

5.结束语

随着计算机领域、通信领域和人工智能领域等方面技术的不断发展，电网调度自动化系统也会随之更新换代，这些领域的发展为电网调度自动化、智能化、市场化、数字化系统的发展提供了强大的技术支持，使其适应将来电网发展形势的需要。电力是当今社会发展的根本，各行各业的发展都离不开电，确保电网调度运行的管理、努力地探索，就一定会取得巨大的成功。

6.参考文献

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6.电网调度管理条例 篇六

[摘 要]电网调度监控管理的一体化具有重要的意义。在进行调控管理中，一方面能发现电网中存在的问题并对其进行解决，使得电网拥有一个安全稳定的运行环境。另一方面，进行一体化管理确保了供电的质量，满足了不同用户对用电的需求。随着我国现代化步伐的不断加快，电网的调度监控也在不断的进步。有关电网的相关的运行管理制度也越来越受重视。

[关键词]电网调度；一体化；运行管理；分析

中图分类号：TM73 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）16-0067-01

导言

随着电网行业的发展和进步，工作效率不断提高，逐步向着现代化、实用化和智能化的方向发展，同时监控部门和调度部门的融合，实现了电网调度监控的一体化，为电网运行效率的提高创造了有利的条件。总之，电网调度监控的一体化是实现电网行业可持续发展的必由之路，对保证供电质量、满足用户需求起到了积极的促进作用。电网调度监控一体化的运行管理具有重要的现实意义，一方面其可及时发现电网运行中存在的不良问题，通过采取措施将其排除，为电网的安全运行创造良好的环境。另一方面，确保了供电质量，满足了不同用户的用电需求。今年来，随着我国电网调度监控一体化的不断推进，有关其运行管理受到越来越多业内专家的高度重视。电网调度监控一体化

电网调控一体化包含电网的调度和监控两个重要方面。电网调度监控的一体化为不同部门的发挥优势、提升效率和质量起到重要的作用。其包含了三级分布的管理结构，对不同的任务和分布形态，进行不同的管理。在电网调度监控管理中，分为三个基本的环节，分别为生成、运行以及厂站终端。在使用中利用相关的计算机技术，对不同节点进行了链接，为数据的传输提供有利的条件。在通常情况下，例如前置机、调度工作站等都是位于主站节点的主备式设备，在设备中，自动化系统因其具有SCADA的功能，能对全局进行实时分析及监控、处理。在操作中，微机远程终端要对其数据进行初步的处理，通过电力载波和微波的媒介?鞯菔迪质?据的传送，在传输完毕后，将处理后的数据显示出来。电网调度监控一体化管理问题

信息技术和网络技术的发展和进步，在很大程度上推动了电网调度监控一体化的实现，特别是国家电网的一体化建设取得了显著的成效，但是对于地方电网而言，在实施调度监控一体化的过程中还存在着诸多问题：第一，变电所的设备陈旧。电网调度和监控的一体化需要依赖先进的设备，但是由于资金缺乏，部分设备未进行及时更新和改造，甚至一些本该淘汰的设备仍然在运行。为了实现电网调度监控的一体化，需要对设备进行更新和改造，这就需要花费大量的人力、物力和财力。第二，电网行业的发展追求经济利益，而电网调度监控一体化产生的直接经济效益并不明显，进而导致部分电网企业忽视对调度监控一体化系统的重视，阻碍了一体化实现的进程。第三，电网行业规模庞大，分布范围广，加上变电所的分布较为零散，进而导致符合稀薄，不利于数据信息的有效传输。此外，具有专业水平的技术人员缺乏是阻碍了电网调度监控一体化系统建设的一个关键因素，专业人员的缺乏难以对系统的建设提供技术支持。为了推动电网调度监控一体化系统的建立，需要针对电网运行过程中的问题，采取有针对性的措施，为一体化和自动化的实现创造有利的条件。首先要加加大对电网设备的更新和改造的投入，对于不符合运行需要的设备进行更换，对于损坏的设备进行改造和维修，为实现一体化奠定坚实的基础，这也是提高电网运行效率的一个有效方法。其次，要充分认识到一体化系统对电网运行的促进作用，认识到实现电网调度监控一体化是电网可持续发展的必由之路，为电网的运行创造了安全稳定的运行环境，对后期经济效益的提高起着推动作用。与此同时，加强对工作人员的培训和再教育，提高其技水平和业务能力，便于对系统进行正常的管理和有效的维护。此外，还需要对电网调度监控一体化系统进行管理，培养高素质的管理人员，为系统的正常运行提供技术支持，保证电网调度监控一体化系统的正常运行。电网调度监控一体化的设计与运行

电网调度监控一体化的实现是一个系统的工作，由于其涉及较多比较专业的电学知识，因此，要想实现该系统社会与经济效益的最大化发挥应加强对设计与运行环节的研究。接下来笔者结合多年实践经验，对电网调度监控一体化的设计与运行进行探讨。

4.1 电网调度监控一体化的设计

电网调度监控一体化设计的合理与否关系着电网调度监控一体化系统的后期运行稳定性。因此，电网调度监控一体化设计时应进行综合的分析，尤其应注重以下内容：首先，电网调度监控设计时应注重经济性与安全性方面的考虑，最大限度的实现两者的融合。一方面，电网调度监控一体化的经济性与电力企业的正常、稳步发展密切相关，因此，应在满足用户电网需求的基础上，实现提高电力企业经济效益的提高。另一方面，电网安全运行与否关系着社会不同行业正常的生产运营，因此，确保电网运行的安全性是社会发展的客观要求；其次，注重系统设计的科学性与系统性。即，认真研究当前先进的管理理论，将其运用到设计的不同环节之中，并从整体角度出发，以最大化实现电网社会与经济效益为目标，完成电网调度监控一体化的设计；最后，注重设计的标准化与适用性。考虑到电网调度监控一体化难免给原有电网管理工作造成影响，为将这一影响降到最低，应结合原有电网管理及电网实际，将各项工作加以分解，构建标准化的管理方式及业务流程，为电网的高效、安全运行做好铺垫。

4.2 电网调度监控一体化的运行

电网调度监控一体化的运行是一个难度较大工作，需要各个部门的密切配合。那么为确保电网调度监控一体化的运行能够达到预期目标，实施过程中需要注意哪些问题呢？首先，设置合理的组织架构。根据电网调度监控一体化实际情况，设置合理的组织架构，明确相关责任人的职责，并对业务流程、人员配备情况加以明确规定，尤其应明确划分检修范围、业务界限，以确保电网调度监控一体化的顺利运行；其次，完善各部门技术支撑。电网调度监控一体化的运行不仅需要各部门的配合，而且需要各部门提供必要的技术支持。例如，对变电站而言，应定期进行设备的更新换代以及技术改造。而调度部门应建立视频监控、大屏幕等系统；最后，完善电网调度监控一体化各项制度。工作的实施需要制度的约束，电网调度监控一体化的运行也不例外，这就要求从电网调度监控一体化的实际出发，从人员管理、系统维护、日常工作入手制定严格的制度，确保在相关制度的约束下各项工作有条不紊的进行。结论

电网调度监控一体化是实现电网可持续发展的必由之路，对提升电网的运行管理水平和提高其经济效益起到了积极的促进作用。因此各个电网行业要结合自己的实际需求，采取合理的措施推进调度监控一体化的实现，将调度与监控中心进行结合，实现信息资源和设备的共享，在节约投资的同时，还提高了电网的经济效益和社会效益。相信在信息技术和网络技术的推动下，电网的运行会更加高效稳定，并逐步走向智能化、自动化和系统化的道路，必将有力的推动我国电网的改革和发展，为其竞争力和综合实力的提升提供有利的保障。

参考文献：

7.电网调度运行管理及维护研究 篇七

随着我国经济的快速发展, 电力系统的基础设施投入也明显加大, 电网的容量也有了本质的发展, 基于这种情况就应该保证它的安全运行。以供电需求为前提, 根据电网调度的基本原理, 制定出各厂 (站) 之间或机组之间的最优负荷分配方案, 使整个电网的能耗或运行费用最少, 从而获得最大的经济效益。因此, 应从多个方面加强管理, 如:完善电网的网络结构、提高继电保护的可靠性、提高电网调度人员的素质等。

此外, 电网规模在不断扩大, 发生事故的几率也在日渐增多, 电网调度就承担起了保证电网安全的重要任务。电网调度作为保证电网安全、经济、优质运行的一个重要机构, 其安全管理工作的好坏, 直接影响着电网的安全、稳定及可靠运行。所以, 电网内部的各种电气设备技术水平都有待于提高, 以此来降低电网发生故障的几率, 提高电网调度的现代化程度, 维护电网的安全运行。

2 当前电网调度存在的不安全因素

2.1 有的电网运行人员没能严格遵守相

关安全规程, 在交班时未能了解电网运行方式, 就直接发布了调度命令, 引发了严重的事故。此外, 还有的是由于疲劳导致在拟写调度命令时出现重大失误。调度员在现场进行三核对的过程中, 因不清楚现场回报, 或者是交接班时对交接工作没有掌握好就匆忙的进行操作, 这样也必然会出现错误。

2.2 电网调度员的责任心不强, 他们所

使用的调度术语不规范, 而自己还没有意识到, 所以也导致了错误命令。

2.3 没有严格执行电网调度操作的有关

制度, 在工作结束时交接手续还不清楚, 导致了工作许可方面还存在严重错误, 影响了工作组之间的协调。工作完成后, 应及时汇报, 汇报工作太片面, 不完全也会造成严重事故。

2.4 在电网的安全管理方面, 班组存在

严重的漏洞, 使调度员也缺乏了安全意识, 由于无法执行对一二次资料的科学管理, 那么在执行的过程中, 调度员也没有资料作为有效依据。

2.5 缺少有计划性的检修和维护工作,

不断地重复对所使用的一系列设备进行停电检修, 在一定程度上给电网调度员安排电网运行带来了极大的隐患问题。

3 加强电网调度运行管理及维护的有效途径

3.1 建立并完善电网调度的绩效考核制度

要搞好电网调度工作, 具备良好的工作责任心是前提。建立起细致、严谨的绩效考核制度, 并将完成工作的质量情况与经济效益挂钩, 以此来提高调度人员的工作责任心。在工作过程中, 做好绩效考核工作, 充分意识到“有功必奖、违章必罚”的严谨工作作风, 更有效的做好电网调度运行安全管理及维护。

3.2 对运行方式的编制进行细化, 并不断强化对运行方式的管理

一是将电网的运行方式管理模块化, 从制度上规范电网的运行方式, 根据一年中电网存在的问题来编制电网年运行方式, 使各种应对事故的措施都能够应用到具体的运行方式中去, 这样才能够提高对电网运行方式分析的深度;二是在电网运行方式的计算方面, 要对母线和同杆架设的双回线路故障下的稳定性进行校核分析, 分析同时失去两条线路的重要输电断面出现故障的原因, 并在最不利的运行方式下认真计算出最严重的故障将对整个电网带来怎么样的影响, 细化防范措施, 以预防电网事故的发生。

另外, 还要深入分析电网中存在的薄弱环节, 对不同年份的夏季最大负荷进行总结, 以此为依据来加强应急预案工作, 使预案措施更具有可操作性, 目的是最低限度地保证电网的安全运行。

3.3 通过负荷预测, 做到供需平衡

一般来说, 电力系统的调度部门都有专门的负荷预测专职, 其工作范围就是对每一天的地区负荷进行准确地预测, 向各发电厂下发发电曲线, 从而更好的控制电力的发供平衡。系统负荷预测包含了多个方面的内容, 如:计划期内电量、电力、负荷曲线等。负荷预测曲线又分为了两种, 一种是年负荷预测曲线;另一种是日负荷预测曲线。年负荷预测曲线可以作为电网内机组检修安排和燃料订货的有效依据;日负荷预测曲线则是用来确定机组起停水火电协调, 作为联络线交换功率的重要依据。

对比国内外对负荷预测的使用情况, 国外对日负荷预测常用先做出参数负荷曲线 (又称标准负荷曲线) 再预测计划负荷与参数负荷间的剩余偏差, 以此对参数负荷进行修正;而我国通常采用的是负荷预测软件, 超短期预测软件, 这一软件在实际运用中发展得到的数据还是比较准确的, 也取得很好的效果, 已经被广泛地应用。#

3.4 加强电网现场调度的管理

合理安排电网调度人员定期进行现场调度有以下几个好处:一方面, 可以减轻值班调度员的工作压力, 将注意力集中到日常的调度工作中;另一方面, 可以结合实际情况对现场中遇到的问题随时进行解决, 节省了送电操作时间的同时也提高了工作效率。在现场调度原则基础上, 要负责变电站、开闭所内的设备调度, 就要事先编制好具体的充电方案, 按照有关指示来进行。当充电设备均投运都正常中去以后, 还要及时向值班调度员汇报电力运行情况和相关的注意事项, 以免有交代不清楚的纰漏出现, 给电网事故带来严重的隐患。

3.5 加强调度人员业务知识的学习, 提高调度人员的素质

随着电网规模的不断扩大, 在电力系统中已经有大量新技术被应用, 为了顺利达到电网现代化的运用水平, 调度人员就必须加强对业务知识的学习, 不断提升自身素质。调度人员只有深入了解设备的原理、性能、构造、操作方法等, 才能整体上把握好设备的实际状况、掌握设备异常运行的特征及处理办法, 确保电网安全运行。此外, 加强对调度人员的培训工作也是非常必要的, 这对电网安全来说是一个关键因素。调度人员在提高业务技能的基础胜任自身的本职工作, 并以培训为基础, 以应用为目标, 重点对技能进行培训。

4 结语

总之, 电网调度的运行管理及维护是确保电网安全运行的一项主要工作。所以, 应完善相应的应急机制, 提高调度员的处理能力, 加强应急体系的建设, 并不断提高电网的安全稳定性, 定期组织调度员学习和讨论, 从根本上保证电网的安全运行。

摘要：电网调度是保障电网安全运行的基础, 目前, 电力局面相对紧张, 所以强化电网调度管理就显得尤为重要。文章结合着当前电网调度运行存在的不安全因素, 提出强化电网调度运行管理及维护的有效措施, 促进电网调度正常运行。

关键词：电网调度,管理,运行

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[2]曹霞.浅谈电网调度安全运行管理, 城市建设理论研究, 2012年03期

8.电网调度管理条例 篇八

关键词：电网事故回顾分析电网调度管理措施

为了满足市场的需求，电力体制改革的步伐不断加快，国家越来越重视电力行业的发展。电力行业逐步向商业化转型，电力市场也不断扩大，电网调度工作因此面临着巨大的挑战。近几年，无论是国内还是国外，电网事故发生频繁，这就需要行业管理者对历年来国内外典型的电网事故进行回顾与分析，了解事故产生的原因，根据实际情况采取有效地措施，保障我国电力行业的快速发展。

1 电网事故的回顾与分析

1.1 自然因素 强风、冰雹、地震、洪水、沙尘暴等天气都会不同程度上引发停电事故。笔者结合多年电网管理工作经验，对几种典型的自然因素对电网产生的影响做了简要介绍。2005年，江苏受大风灾害的影响，产生了严重的电网事故，对整个华东地区的供电状况造成了极大的困扰。风灾的表现形式主要有两种，一种是沿海地区的强台风，另一种是内陆地区的飓风、龙卷风。风灾危害主要表现为输电线路闪络、受雷击电网跳闸导致停电等。另外，风灾还会导致电网倒坍，对电网的正常运行也会产生严重的影响。2008年南方各大城市受严重雨雪天气的影响，国内电网出现严重的问题，冰雪灾害对电网的影响主要表现在：线路开关受冻、输电设备闪络、电线杆倒塌等；同一年，四川汶川发生严重地震，导致国家电网受到严重损害，地震对电网最大的影响是直接摧毁电网设备，导致大范围的电网事故。

1.2 人为因素 人为因素主要包括设备、网架、市场、技术等。2005年，新疆一地区电网受线路老化，导致严重的电网事故。电网设备的老化和质量问题对电网的安全工作会产生严重的威胁，受市场经济的影响，社会对电网设备的要求越来越高。2003年伦敦城市大规模停电，社会秩序受到严重的影响，伦敦出现电网事故的主要原因是操作人员错误地安装了保险丝，技术因素对电网的安全有较大的威胁。美国“8.14”大规模停电事故引发了世界对电网事故的广泛关注，电力市场仍然存在很大的缺陷，从而导致严重的电网事故。

2 电网调度管理的措施

2.1 完善电网结构 电网调度管理工作的首要任务是完善电网结构，目前，各地电网规模较大，因此，电网之间不能相互交接，不同电压的电网更加不能相交。上文中介绍的多种电网事故其电网结构均属于网络状，一旦某位置发生问题，其他环节就会产生连锁反应，造成严重的电网事故。

2.2 保持电力平衡 全国区域内的电网应该保持基本的电力平衡，保障同一电网内部的有功功率可以进行互相供应，无功功率在封网内保持电力平衡。如果某地区电网内的有功功率不平衡，电压就会明显下降，电网内部的整体频率和电压不会因此受到影响，但是该网络内的输电网络会出现较大的波动，对整个电网也会产生较大的影响。同一电网内，如果某环节电压不稳定、电力不足，应该快速将其负荷切断，保障电力平衡的同时，保障电网的安全。

2.3 运用自动减负荷系统 为完善电网调度管理工作，还应该运用自动减负荷系统，该系统不仅可以控制电力事故的规模，还可以保障电网的安全运行。电网事故通常是由输电线路承载过重的电荷产生的，为了保障供电的安全，调度管理人员通常运用事先准备好的电源增加电力，供电负荷保持不变，事故发生后，及时拉闸即可控制事故的影响范围。为了精准地判断事故发生的原因，在电网中安装自动减负荷系统，对输电网中超出的电荷进行自动削减，从而减少事故的发生。

2.4 电网调度管理与电网发展相适应 电网调度管理工作的范围较广泛，输电和配电等工作都包含在电网调度管理工作之内。目前，我国绝大部分地区的电网采用统一的调度方式，有些地域受人为因素和自然因素的影响，将多个独立的调度系统进行整合，完成电网调度管理工作。另外，受市场经济的影响，电网调度管理应与电网发展水平相适应，我国各地经济发展水平差距较大，电网调度管理工作必然存在较大的差异。

2.5 开发电网自动安全系统 随着电力行业的发展，电网越来越稳定，安全指数也越来越高，但是一旦出现事故，其解决措施就尤为复杂，开发电网安全系统是电力行业建设者的当务之急。目前，全球范围内比较完善的电网安全保障措施有电力系统稳定器、快速保护装置以及能量管理系统等。我国应该吸取国外电力系统的优势，研发具有本国特色的电网自动安全系统，保障电力行业安全快速地发展。

3 结束语

电网事故不仅会产生严重的经济损失，还会直接影响人们的正常生活，威胁到人们的生命安全。总结国内外电网事故，对其进行准确地分析，了解造成电网事故的自然因素和人为因素，针对具体问题采取行之有效的电网调度管理措施，如完善电网结构、保持电力平衡、运用自动减负荷系统以及开发电网自动安全系统等，有效控制电网事故的产生，保障电力行业的安全发展。

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